Se siguen descubriendo importantes yacimientos de gas natural en la Bahía de Bengala.
Desde 2001, India ha realizado una serie de importantes descubrimientos de petróleo y gas, incluido el descubrimiento del campo de gas Dhirubhai en la cuenca Krishna-Godavari (KG), que fue uno de los descubrimientos de campos de gas más grandes del mundo. en 2002. Este es el resultado de una serie de medidas tomadas por el gobierno, en parte debido al trabajo pionero realizado por la DGH del Ministerio de Petróleo y Gas Natural. En junio 5438+065438+octubre de 2002, Reliance Industries Limited (RIL), una empresa privada de tres años de antigüedad en la India, abrió su primer bloque de aguas profundas en la cuenca Krishna-Godavari en Andhra Pradesh, en la costa este de la India. Se descubrió un yacimiento de gas natural en un rincón del país, que luego se confirmó que contenía 14 billones de pies cúbicos (casi 400 mil millones de metros cúbicos) de gas natural.
En 1997 y 1999, DGH produjo mapas de aguas profundas de la costa este de la India a través de estudios sísmicos y de gravedad y magnéticos. Basándose en la interpretación de nuevos datos geofísicos, la DGH compiló un mapa detallado de perspectivas de petróleo y gas de toda la costa este. La imagen muestra el anticlinal del Mioceno, el anticlinal del Oligoceno, el anticlinal del Eoceno, la estructura tipo Horst, la zona alta estructural, la zona baja estructural, las tierras altas volcánicas (?), diferentes períodos (Eoceno a Plioceno e incluso moderno) canales de agua - depresiones - cinturones sedimentarios de turbidita , Edificios de carbonato del Paleoceno-Eoceno (o traducidos como "Estegosaurio"): derrumbes, anticlinales, columnas de descarga de gas natural, etc. También se calculan 7 mil millones de barriles de petróleo Cantidad equivalente de recursos de petróleo y gas. Ya en 1999, la DGH anunció en un seminario técnico que los bloques 4, 5, 6 y 7 de la cuenca de aguas profundas del KG se convertirían en importantes áreas de producción de petróleo y gas.
Según informes de principios de junio de 2003, hasta ahora sólo se ha perforado una pequeña porción de dos zonas de aguas profundas y se han identificado reservas probadas de 35 millones de barriles de petróleo, mientras que quedan 18 zonas de aguas profundas. explorado.
Cairn India Energy perfora el primer bloque (KG-DWN98/2), descubriendo más de 65.438+0 billones de pies cúbicos (28,3 mil millones de metros cúbicos) de recursos de gas natural in situ. A continuación, RIL perforó pozos en el bloque KG-DWN98/3 y descubrió entre 12 y 14 billones de pies cúbicos de gas natural recuperable en el 20% del bloque. Estos descubrimientos son conjuntos de acumulación recientemente descubiertos relacionados con sistemas deposicionales de taludes continentales y sistemas de canales superpuestos en yacimientos de arenisca del Plioceno-Pleistoceno. El pozo descubridor 1 de Dhirubhai)1 perforó una capa productora de gas neta de 140 m en la capa productora de gas total, con un espesor de 340 m. Inicialmente, se estimó que el gas in situ era de entre 4 y 5 billones de pies cúbicos. Posteriormente, en 2003 y 2004, se descubrieron en el mismo bloque tipos de conjuntos formadores de reservorios relacionados con el entorno de depósito del talud continental (es decir, canales superpuestos, diques naturales, abanicos de fondo de cuenca, etc.). ), ampliando así la estructura de Tirupai. Además, aún es necesario perforar algunas combinaciones de acumulación estratigráfica-estructural cartografiadas y se esperan más descubrimientos. En el pozo G4-AB, adyacente al bloque KG-DWN-98/3, se descubrió un yacimiento de gas con una profundidad de 1 billón de pies cúbicos y entre 1.500 y 1.720 metros. Según informes de septiembre de 2004, el pozo de exploración M-1, situado a 19 kilómetros al sureste del yacimiento de gas de Tirupai, encontró la capa portadora de gas más gruesa del bloque, concretamente el pozo 11 perforado en el bloque D6. Todos estos 11 pozos fueron perforados en el área de planificación sísmica tridimensional original de 1.800 kilómetros cuadrados (que representa menos del 20% del área del bloque), y se están procesando otros 2.500 kilómetros cuadrados de datos sísmicos tridimensionales. Estos nuevos descubrimientos y los datos geofísicos recopilados por DGH demuestran que la India es el destino de exploración de petróleo y gas en aguas profundas y ultraprofundas más nuevo del mundo.
La nueva política de licencias de exploración anunciada por el gobierno indio en 1999 ha logrado grandes resultados en los últimos años. Según un informe de junio de 2003, en comparación con años anteriores, se completaron ocho veces más datos sísmicos 3D y se realizaron hasta cuatro veces más exploraciones y perforaciones. En los últimos dos años se ha descubierto el doble de petróleo y gas que en los últimos diez años.
El descubrimiento de RIL en la cuenca KG es el mayor descubrimiento de los últimos 25 años, tras el descubrimiento del enorme yacimiento petrolífero "Bombay Highlands" y del yacimiento de gas Vasan (Bassein) en la India en 1976.
DGH también realiza estudios sísmicos, gravitacionales y magnéticos en las zonas de aguas profundas del extremo sur de la península india, la costa oeste y la región de Andamán. Los tipos de combinaciones de acumulación geológica mapeadas en estas áreas son similares a los de importantes yacimientos productores de petróleo y gas en las áreas de aguas profundas de África occidental y la cuenca de Campos en Brasil.
Además, en el bloque NEC-25, en la costa noreste de la India (en alta mar de Calcuta), también hay varios pozos de descubrimiento de gas natural en la cuenca de la plataforma de Bangladesh, con profundidades de agua de 64-84 metros. y el gas natural se produjo en el Mioceno. Por ejemplo, la profundidad del agua del pozo A2 es de 70 metros, el espesor neto estimado de la capa de producción de gas es de 40 metros y el resultado de la prueba del pozo es de 654,38+05,8 millones de pies cúbicos/día. Se estima que los recursos de gas natural in situ superan los 4 billones a 5 billones de pies cúbicos. Recientemente, RIL descubrió alrededor de 2,5 billones de pies cúbicos de yacimientos de gas natural en las aguas poco profundas de la cuenca Mahanadi frente a Odisha.
Estas zonas de la India todavía están bajo exploración. Recientemente, se descubrieron importantes yacimientos de petróleo y gas en el Cretácico del Pozo MA-1 en la Cuenca KG.
En las aguas de Myanmar al este de la Bahía de Bengala, el campo de gas Yadana en la Bahía de Motama, descubierto por primera vez en aguas de Myanmar a principios de la década de 1990, tiene reservas probadas de 5,7 billones de pies cúbicos (junto con el Yedagon campo de gas en la región, el total es de 9,7 billones de pies cúbicos), con una producción diaria actual de gas de 650 millones de pies cúbicos. Según informes de junio de 54 a 38 de octubre de 2004, Daewoo International Corporation de Corea del Sur y Korea Natural Gas Company están explorando en el bloque A1 (400 kilómetros cuadrados) de la plataforma de la cuenca de Arakan frente a la costa noroeste de Myanmar, que aún no ha producido petróleo y gas, para desarrollar Shwe-1 (y complementa el eje inclinado Shwe-1A). El sitio está ubicado a decenas de kilómetros al sur del extremo sur de Bangladesh y el pozo fue perforado durante la época del Plioceno-Pleistoceno. Según los resultados de la perforación y la sísmica 2D, el nuevo yacimiento de gas cubre un área de 600 kilómetros cuadrados. Debido a la alta tasa de producción de gas de la capa de arena que contiene gas, se espera que la producción diaria de gas sea de 100 millones de pies cúbicos. Este bloque tiene varias anomalías sísmicas similares y luego se realizará un gran estudio sísmico 3D. La profundidad del agua de este pozo es de 361 pies. El pozo Shwe-1A se perforó hasta 10,210 pies y la sección que contiene gas se perforó hasta 191 pies en la sección de 961 a 9,802 pies. Las pruebas de pozos en la formación principal de arenisca fueron de 32 millones de pies cúbicos por día. La zona de producción neta de gas tiene 90 pies de espesor. Los yacimientos de gas son trampas estratigráficas. El pozo fue perforado en el borde de un sistema de abanico subacuático en el Abanico Sedimentario de Bengala, donde se espera que la capa de arenisca productora de gas se espese hacia el centro del abanico. El descubrimiento de este importante yacimiento de gas es el resultado de una cuidadosa caracterización sísmica y estudios de estratigrafía secuencial. El yacimiento de gas de Shwe ha confirmado reservas recuperables de 6 billones de pies cúbicos. En abril de 2005, se informó que se había descubierto otro campo de gas Shwe Phyu de 5,5 billones de pies cúbicos en el bloque Al. Recientemente, Daewoo descubrió aproximadamente 2 billones de pies cúbicos de gas en el pozo adyacente Mya-1 en el Bloque A-3.
La cuenca de Rakhine, que tiene poca exploración y ninguna producción de petróleo y gas, puede contener billones de pies cúbicos de gas natural, según estimaciones del Ministerio de Energía de Myanmar. Los yacimientos de gas terciario se encuentran a una profundidad de aproximadamente 4.000 metros. En esta parte de la zona costera de las montañas Arakan, actualmente sólo se encuentran en tierra unos pocos embalses poco profundos y no comerciales. Según un informe de abril de 2005, Myanmar tiene 24 yacimientos de gas marinos, de los cuales 11 están situados en la bahía de Motama, 7 a lo largo de la costa del estado de Rakhine y 6 a lo largo de la costa de Tanintharyi. Las reservas totales de gas natural de Myanmar son 87 billones de pies cúbicos, o 2,462 billones de metros cúbicos, y en 2003-2004 se produjeron 9,9 mil millones de metros cúbicos de gas natural.