Tegen het einde van 2022 waren er aanzienlijke zorgen en twijfels over de snelgroeiende offshore olie-hausse in Suriname. Tegenstrijdige boorresultaten en seismische gegevens zorgden ervoor dat 50 procent partners in Blok 58 offshore Suriname, Apache en TotalEnergies, hun financiële investeringsbeslissing, bekend als een FID, uitstelden. Er wordt geschat dat het maar liefst USD 10 miljard zou kunnen kosten om het blok met succes te ontwikkelen, wat de voorzichtigheid van de energiebedrijven rechtvaardigt. Die ontwikkeling bedreigt Surinames ontluikende olie-hausse. Verwacht wordt dat Suriname oliepotentieel bezit in zijn territoriale wateren, dat wedijvert met dat van buurland Guyana. Recent nieuws geeft aan dat de tegenwind die de prille offshore olieboom van Suriname teistert, misschien niet zo ernstig is als aanvankelijk werd aangenomen.

TotalEnergies, de operator en 50 procent partner Apache, hebben tussen januari 2020 en februari 2022 vijf commerciële olievondsten gedaan in Blok 58, de laatste was met de Krabdagu-exploratieput. Hoewel deze ontdekkingen schattingen ondersteunen dat Blok 58 maar liefst 6,5 miljard vaten olievoorraden zou kunnen bevatten, wegen slechte boorresultaten en hoge ontwikkelingskosten op de toekomstperspectieven van het blok.

Een recente reeks droge putten en sub-commerciële ontdekkingen in Blok 58 baarden TotalEnergies grote zorgen. Een van de meest recente was de aankondiging van augustus 2022 dat de wilde put van Dikkop watervoerende zandsteen had geraakt, toen deze werd afgedekt en verlaten. Dat werd gevolgd door een Awari-exploratieput die werd geboord in het noordwesten van Blok 58, waar de ontdekte olie als niet-commercieel werd beschouwd.

Die slechte boorresultaten in combinatie met tegenstrijdige seismische gegevens zorgden ervoor dat TotalEnergies aarzelde om door te gaan met de FID in 2022, zoals oorspronkelijk verwacht, totdat er verdere tests werden uitgevoerd. Begin oktober 2022 verklaarde Patrick Pouyanne, Chief Executive Officer van TotalEnergies: “Een gebrek aan vertrouwen in het begrijpen van de tot nu toe ontdekte reservoirs, veroorzaakt door een discrepantie tussen wat seismische gegevens laten zien en de resultaten van de afbakeningsputten.”

Dit wordt bemoeilijkt doordat bij veel van de ontdekkingen grote hoeveelheden aardgas worden aangetroffen. Milieuschadelijk affakkelen, een belangrijke producent van koolstofemissies in de industrie, is geen optie voor emissiegevoelige oliemaatschappijen die de schadelijke koolstoflozingen van hun activiteiten aanzienlijk willen verminderen. Om die reden moet TotalEnergies, als exploitant, een alternatieve manier vinden om het geproduceerde gas af te voeren, wat bijdraagt aan de kosten en complexiteit die gepaard gaan met het ontwikkelen en exploiteren van olievelden in Blok 58.

Toenemende onzekerheid over het beschikbare volume commercieel exploiteerbare olie en toenemende complexiteit in verband met veldontwikkeling wegen op de vraag of er uiteindelijk een FID zal worden gemaakt door TotalEnergies en Apache. Die zorgen worden versterkt door het feit dat het ergens tussen de USD 6 miljard en USD 10 miljard kost om Blok 58 in productie te brengen, wat een aanzienlijke investering is voor een onbewezen offshore-regio. De strikte fiscale voorwaarden verbonden aan de ontwikkeling van diepwater offshore olie-areaal in Suriname, die niet zo gunstig zijn als de voorwaarden die Exxon Mobil in buurland Guyana heeft vastgelegd, hebben ook invloed op die beslissing. Het Blok 58-productiedelingscontract geeft het door de staat gecontroleerde Surinaamse Staatsolie een participatierecht van 20 procent, maar het is onduidelijk of de nationale oliemaatschappij over het benodigde kapitaal beschikt om die clausule uit te oefenen. Olie voor kostenterugwinning uit Blok 58, de aardolie die kan worden gebruikt om ontwikkelings- en bedrijfskapitaal terug te verdienen, is beperkt tot 80 procent en gereserveerd voor het ontwikkelingsgebied. Er is ook een royalty van 6,25 procent verschuldigd op de geproduceerde en verkochte aardolie, die overigens meer dan drie keer hoger is dan de 2 procent die wordt toegepast op het naburige Stabroek-blok in de kust van Guyana.

Die tegenwind heeft de geplande eerste olie uit Blok 58 al met minstens twee jaar vertraagd, waarbij analisten schatten dat dit pas in 2027 zal gebeuren, vergeleken met 2025 in eerdere prognoses. Er is ook het potentieel voor de groeiende risico’s rond Blok 58 om de olieboom van Suriname en de langverwachte petroleummeevaller helemaal te laten ontsporen. Pouyanne, CEO van TotalEnergies, gaf in het inkomstenrapport van het bedrijf van 8 februari 2022 aan dat de FID in 2023 mogelijk niet eens wordt gemaakt vanwege de aanzienlijke geïdentificeerde risico’s, vooral omdat eerdere beoordelingsboringen niet de verwachte hoeveelheden winbare olie konden vinden. Als dat gebeurt, zal dit mogelijk het einde inluiden van de ontluikende olieboom in Suriname voordat deze echt begint.

Het is echter niet allemaal kommer en kwel, met de laatste aankondiging van Apache die aangeeft, dat Blok 58 mogelijk het substantiële oliepotentieel bezit dat aanvankelijk werd aangenomen. Op 8 februari 2023 kondigde de in de VS gevestigde boormaatschappij de tweede succesvolle stroomtest aan bij de Sapakara South olie-ontdekking in Blok 58. De Sapakara South-2 taxatieput stuitte op 118 voet, of 36 meter, netto olieopbrengst met stroomtesten die een bron van meer dan 200 miljoen vaten olie aanwezig.

Apache-CEO John J. Christmann verklaarde:

“De resultaten van de SPS-2-boor- en stroomtesten zijn consistent met onze pre-drill-verwachtingen, bevestigen onze geologische, geofysische en reservoirmodellen en, belangrijker nog, voegen substantiële middelen toe voor een potentiële ontwikkeling.” Dit is bijzonder goed nieuws gezien de redenering van TotalEnergies voor het uitstellen van de Block 58 FID. Het positieve nieuws over de Sapakara South-2 taxatieput kwam naar aanleiding van de vloeitesten van de Sapakara South-1 put. Hoewel Apache het in een persbericht van 16 november 2021 beschreef als een succesvolle test, leek het de verwachte reservoirs en het volume van de olievoorraden niet te bevestigen. De taxatie van Sapakara South-1 identificeerde goed 98 voet, dat is 38 meter, netto olieloon met een enkel reservoir dat naar schatting 325 miljoen tot 375 miljoen vaten olie bevatte. Evaluatieboringen in Blok 58 gaan door met twee taxatieputten gepland voor de Krabdagu-ontdekking. Apache gaf aan dat de Krabdagu-2-put werd geboord op het moment van de aankondiging en verklaarde dat de Krabdagu-3-put later in de maand zal worden gespudd.

De aanzienlijke onzekerheden rond Blok 58 wegen op de vooruitzichten voor de prille olie-hausse in Suriname. Een recente reeks sub-commerciële ontdekkingen onderstrepen de reden achter het besluit van TotalEnergies om de FID uit te stellen, oorspronkelijk verwacht in 2022, vooral omdat offshore Suriname een onbewezen en risicovol en sterk gereguleerd gebied is om te opereren. De nieuwste stroomtesten in Sapakara South verlichten niettemin de opkomende zorgen over de levensvatbaarheid van het ontwikkelen van Blok 58 en het in productie brengen ervan. Om deze redenen zal Suriname de eerste olie waarschijnlijk niet zien vóór 2027 en misschien zelfs later, terwijl TotalEnergies en Apache nog steeds geen duidelijke toezegging hebben gedaan om door te gaan met de ontwikkeling van Blok 58.

Bronnen: TotalEnergies, oilprice.com