88 Energy Limited (88 Energy ou la société) a annoncé de nouveaux résultats positifs des tests d'écoulement du puits de découverte Hickory-1 de la société, situé dans le projet Phoenix sur le versant nord de l'Alaska (88 Energy détient ~75% de WI). Résultats du test d'écoulement SMD-B : Un intervalle perforé de 20 pieds dans le réservoir SMD-B a été stimulé par une seule étape de fracture comprenant 226 967 livres de volume de proppant. Le puits a été nettoyé et a coulé pendant 84 heures au total, en utilisant l'azote pendant toute la durée de l'essai.

Le débit moyen de fluide sur la durée de la période de reflux était d'environ 445 b/j, avec des tailles d'étranglement allant de 8/64e à 33/64e. Le test SMD-B a produit à un débit de pointe estimé à environ 50 b/j. Les coupures de pétrole ont varié tout au long de la période de reflux. Les coupures d'huile ont varié tout au long de la période de reflux, atteignant un maximum de 10 % de coupure d'huile.

Le puits a produit avec une réduction d'huile moyenne de 4 % après la remontée initiale de l'huile à la surface, les taux instantanés observés pendant la période de 16 heures variant au fur et à mesure que le puits se nettoyait. Environ 70 % du fluide de stimulation avait été récupéré à la fin de l'essai. Les mesures de salinité de l'eau ont alors indiqué que le fluide de stimulation était encore en cours de récupération et que le puits était encore en cours de nettoyage. La coupe d'huile devrait s'améliorer une fois le fluide de stimulation entièrement récupéré.

Plusieurs échantillons de pétrole ont été récupérés, avec des gravités de pétrole mesurées entre 38,5 et 39,5 API, ce qui représente un pétrole brut léger. Il est important de noter que la zone SMD-B s'est écoulée à la surface avec peu ou pas de gaz mesurable, ce qui représente un faible taux de production de pétrole brut. Des échantillons de pétrole sous pression prélevés lors des tests USFS et SMD seront transportés vers des laboratoires pour une analyse plus approfondie.

Le test d'écoulement SMD-B a été conclu avec suffisamment d'informations pour les étapes suivantes, et les données enregistrées aideront 88E dans les processus d'optimisation et de conception lors de la prochaine phase d'avancement du projet Phoenix. L'essai d'écoulement Hickory-1 débloque le potentiel plus large du Projet Phoenix ; récapitulation de l'USFS : Deux tests de débit distincts ont été menés avec succès à Hickory-1, sur les réservoirs SMD-B et Upper SFS. Comme annoncé précédemment, le réservoir USFS, plus profond, a été testé dans un premier temps, ce qui a donné les résultats suivants : Un intervalle de 20 pieds a été perforé dans le réservoir Upper SFS qui a ensuite été stimulé par une seule étape de fracture avec un volume de 241 611 livres de proppant.

La zone s'est écoulée à un débit maximal de plus de 70 bopd. Les coupures d'huile ont augmenté tout au long de la période de reflux au fur et à mesure que le puits se nettoyait, atteignant un maximum de 15% de coupure d'huile. Une fois la réduction d'huile établie pendant la période de reflux naturel, le puits a produit à un débit d'huile moyen d'environ 42 bopd pendant la période de reflux naturel.

Il est important de noter que la zone USFS a produit de l'huile en surface par écoulement naturel, l'écoulement provenant d'autres réservoirs dans des puits adjacents ne produisant que par levage à l'azote. De multiples échantillons de pétrole ont été récupérés avec des gravités de pétrole mesurées entre 39,9 et 41,4 API (pétrole brut léger). En outre, des LGN ont été produits lors de l'essai de l'USFS, comme cela avait été prévu lors de la phase de planification.

La présence de LGN a été démontrée par des échantillons prélevés sur la ligne de torche et par une fumée noire visible dans la torche. La société s'attend à ce que le taux de production de LGN soit similaire à celui observé lors des essais d'écoulement sur les terrains adjacents, étant donné la cohérence des résultats observés entre l'essai USFS et les essais menés sur les puits adjacents. Il sera peut-être possible d'estimer la quantité de LGN qui n'a pas été mesurée lors de ces essais, une fois que les études de caractérisation des fluides seront terminées en laboratoire.

Historiquement, les prix des LGN sur le versant nord de l'Alaska ont été similaires, voire légèrement inférieurs, aux prix du pétrole léger et sont donc considérés comme très précieux. Des travaux supplémentaires sont nécessaires pour quantifier le volume exact de LGN, que 88 Energy a l'intention d'inclure dans une première évaluation certifiée des ressources contingentes du projet Phoenix pour les réservoirs SFS et SMD. Plan prévisionnel : La joint venture procédera à la P&A du puits Hickory-1, toute activité future d'évaluation et/ou de développement à cet endroit se faisant par le biais d'un long puits de production horizontal.

L'appareil de forage et les services associés devraient quitter les lieux dans les dix prochains jours. Il est prévu que le test d'écoulement se termine à un coût estimé à environ 14,5 millions USD bruts, en raison de la durée supplémentaire des opérations. 88 Energy prévoit maintenant d'entreprendre des études post-test, y compris des essais de fluides pour caractériser les fluides du réservoir, et une analyse des données de pression et de température en fond de puits pour déterminer les propriétés du réservoir, à des distances supérieures à la profondeur d'investigation des diagraphies filaires.

Ces études seront ensuite intégrées aux ensembles de données et aux modèles existants afin d'affiner les plans d'évaluation et de développement de chaque réservoir, les études pré-FEED devant débuter au cours du second semestre 2024. Le développement de ces réservoirs devrait se faire par le biais de puits de production horizontaux, de nombreux analogues de production ayant démontré ailleurs des débits plusieurs fois supérieurs à ceux obtenus à partir de puits verticaux. En outre, les développements horizontaux sont une pratique courante sur le versant nord de l'Alaska, les champs Alpine et Kuparuk de Conoco Philips utilisant tous deux cette technique.

Les taux de production dans les longs puits de production horizontaux sont généralement des multiples de 6 à 12 fois plus élevés que ceux testés dans les puits verticaux, comme le montrent de nombreux analogues dans le Lower 48. Le projet Phoenix bénéficie également de la possibilité de produire à partir de plusieurs réservoirs simultanément dans le cadre d'un développement. Les options de commercialisation du projet Phoenix doivent être étudiées en parallèle, y compris l'exploitation par un partenaire de développement stratégique et/ou une production précoce, à faible intensité de capital, compte tenu de la proximité des infrastructures (Hickory-1 est situé juste à côté de la Dalton Highway et du TAPS).

En outre, la société prévoit de travailler avec des consultants géologiques indépendants afin d'obtenir une estimation des ressources éventuelles sur les réservoirs SMD et SFS (en complément de l'estimation des ressources éventuelles sur le réservoir BFF annoncée précédemment). L'achèvement de ces estimations est prévu au cours du deuxième trimestre 2024.