Bass Oil Limited a annoncé que, suite à l'engagement d'experts géologiques indépendants, Fluid Energy Consultants, elle a identifié une ressource prospective importante qui a le potentiel de développer de manière significative les opérations australiennes de la société dans le bassin Cooper en Australie du Sud. Le rapport sur les ressources prospectives de gaz de charbon profond a quantifié le potentiel gazier contenu dans le PEL 182 (Bass 100%) dans le bassin Cooper, en Australie-Méridionale, à une "meilleure estimation" de 21 TCF de gaz en place ainsi que des 845 milliards de barils de condensat/pétrole en place correspondants. Le gaz provenant de charbons profonds, situés à moins de 2 500 mètres, représente une nouvelle zone gazière importante dans le Cooper Basin et une nouvelle source matérielle potentielle de gaz pour le marché intérieur.

On sait que du gaz existe dans les charbons d'âge permien des formations Toolachee, Epsilon et Patchawarra et qu'il a coulé à des taux potentiellement commerciaux après stimulation par fracturation et lorsqu'il a été mélangé au gaz conventionnel produit à partir de grès. Santos et la Cooper Basin Joint Venture ont travaillé à la commercialisation de ces charbons. Plus récemment, Santos a foré et prévoit de fracturer le puits horizontal Beanbush 3 adjacent au PEL 182, dans le même cadre géologique et sur la tendance de la fosse de Patchawarra.

Bass et Fluid ont défini une zone prospective, nommée Moolion East Deep Coal Prospect, au sein du permis où un ou plusieurs puits horizontaux pilotes seraient les mieux placés pour tester la zone de charbon profond. Santos a précédemment foré le puits Moolion East 1 à la recherche d'hydrocarbures conventionnels, mais sans succès. Cependant, le puits a recoupé une épaisseur significative de charbon profond dans la section permienne qui est la cible de cette zone et de cette étude.

Le volume potentiel des ressources prospectives de la prospection de charbon profond de Moolion East est de 568 BCF de gaz et de 22,7 millions de barils de condensat (pétrole) (tableau 2). La méthode de développement de cette ressource importante devrait être similaire à celle des zones de gaz de schiste à succès en Amérique du Nord, par forage horizontal et stimulation par fractures. Bass commencera des études visant à faire évoluer le prospect Moolion East vers un statut forable.

Bass (100%), en tant qu'opérateur du PEL 182, a la flexibilité et l'option de mener des forages pour son propre compte, ou d'attirer des partenaires d'exploitation pour supporter les dépenses de la société. Le charbon net moyen dans l'unité Toolachee-Epsilon dans le PEL 182 est d'environ 18 mètres. Le charbon net varie de l'absence dans le nord du permis à 35 mètres vers le dépocentre de la fosse Patchawarra.

Les charbons se présentent principalement sous forme de filons continus, ceux situés près du sommet de Toolachee ayant souvent une épaisseur de plus de 10 mètres. En outre, le charbon net moyen dans la formation de Patchawarra dans le PEL 182 est d'environ 17 mètres. Le charbon net va de l'absence dans le nord du permis à 40 mètres dans le sud-est.

Les charbons se présentent sous la forme de filons continus dans la partie supérieure de Patchawarra, dont certains peuvent avoir une épaisseur de 10 à 20 mètres. Les épaisseurs et la distribution du charbon sont illustrées dans les sections transversales suivantes. La première fracturation profonde du charbon dans le bassin de Cooper a été réalisée en 2007 par Santos.

Le résultat a démontré que des débits potentiellement économiques pouvaient être atteints. Entre 2007 et 2013, un certain nombre de fractures de suivi ont été entreprises avec un succès mitigé. En 2013, un changement dans les techniques de fracturation a permis une percée dans les débits qui ont atteint plus de 0,1 mmcfd par étape de fracturation.

Au cours des deux années suivantes, 21 autres fracs ont été placés en tant qu'étapes uniques. Le débit moyen était de plus de 0,3 mmcfd avec des taux allant jusqu'à 0,8 mmcfd par étape. On estime qu'un puits du programme a produit plus de 0,5 BCF avec une récupération possible de plus de 1,5 BCF.

À l'avenir, les exploitants du bassin de Cooper prévoient d'effectuer des stimulations en plusieurs étapes sur les puits verticaux et de tester le forage horizontal [et les fractures en plusieurs étapes le long du puits horizontal] afin d'augmenter les débits et les récupérations. Le premier puits horizontal, Beanbush 3, a récemment été foré et sera fracturé. Les résultats ne sont pas encore publiés.

Bass et Fluid ont défini une zone prospective, nommée Moolion East Deep Coal Prospect, à l'intérieur du permis où un ou plusieurs puits pilotes pourraient tester la zone Deep Coal. Aucun hydrocarbure conventionnel n'a été trouvé dans les réservoirs de grès à Moolion East-1, un puits foré par Santos, de sorte que le nouveau prospect est uniquement une cible de gaz Deep Coal. Le volume des ressources prospectives d'hydrocarbures potentiellement récupérables dans le prospect Deep Coal de Moolion East est de 568 BCF de gaz et de 22,7 millions de barils de condensat (pétrole).

Le potentiel de récupération de cette ressource est soumis à une grande incertitude. Fluid s'est penché sur le succès des jeux de gaz de schiste mondiaux afin d'aider à déterminer les facteurs de récupération possibles. Il existe des similitudes entre les zones de gaz de schiste et de gaz de charbon profond.

Les charbons ont une proportion très élevée de matière organique et ont donc une grande fraction de gaz adsorbé. Les schistes ont tendance à avoir une porosité plus élevée. Une très bonne zone de gaz de schiste est cassante et "fracturable", tandis que le charbon est plus ductile.

L'Agence américaine d'information sur l'énergie (EIA/ARI (2013)) a appliqué un facteur d'efficacité de récupération moyen de 20 % du gaz en place pour les bassins et formations de gaz de schiste qui ont une teneur moyenne en argile, une complexité géologique modérée et une pression et des propriétés de réservoir moyennes. Fluid a appliqué un facteur de 15% pour le calcul des ressources prospectives. Le volume d'hydrocarbures potentiellement récupérable est de 568 BCF de gaz et 22,7 millions de barils de condensat (pétrole).