Bass Oil Limited a annoncé qu'elle a commencé une étude de faisabilité pour évaluer le potentiel de commercialisation de la découverte de gaz Kiwi qu'elle va bientôt acquérir. La société est en train d'acquérir un certain nombre de concessions de production et d'exploration du bassin de Cooper auprès de Cooper Energy Limited et Beach Energy Limited, qui comprennent de multiples cibles potentielles de développement et d'exploration de gaz. La société progresse dans la réalisation de la transaction, l'exécution du document final étant prévue pour le début du mois de juillet 2022.

Depuis que la Société a annoncé les transactions du bassin de Cooper en juillet 2021 et en mars 2022, les prix du gaz australien ont augmenté de plus de 250 % en raison d'importantes pénuries sur le marché. Ainsi, la Société accélère l'évaluation prévue des principales opportunités de développement du gaz dans le portefeuille et prévoit de terminer cette étude au quatrième trimestre 2022. Bass a pour objectif de conclure les transactions du bassin de Cooper en juillet 2022 et acquerra un portefeuille d'opportunités de développement et d'exploration de pétrole et de gaz.

Plus précisément, les propriétés du nord sont très prometteuses pour le gaz riche en liquides à l'intérieur et à proximité de la fosse de Patchawarra. La région abrite de nombreux champs de gaz dans des sédiments d'âge permien et triasique. Ex PEL 90K est situé sur la marge nord-ouest du bassin de Cooper en Australie-Méridionale, à environ 120 km de Moomba.

En 2003, Stuart Petroleum Limited ("Stuart") a utilisé un levé sismique 2D pour mener un programme d'exploration dans le bassin de Cooper, y compris dans Ex PEL 90K. Dans le cadre de ce programme, Stuart a foré le puits Kiwi-1 qui a donné lieu à une découverte de gaz dont le débit a été testé à un taux de 9,6 MMscf par jour et qui a été évalué comme contenant une ressource contingente comprise entre 1,6 et 5,0 bcf avec un 2C de 3,0 bcf sur la base d'un piège structurel indiqué sur la sismique 2D. Cette découverte de gaz du membre Callamura était remarquable car elle contenait peu d'inertes (CO2) et était modérément riche en liquides.

Stuart n'a pas poursuivi le développement, étant donné un prix du gaz d'environ 3,50 $/GJ, la taille modeste de la ressource et les exigences en matière de coûts d'investissement de l'infrastructure gazière au moment de la découverte. Par la suite, Senex Energy Limited a commandé une vaste étude sismique 3D sur la découverte de gaz de Kiwi et la zone environnante, suivie d'un important effort de cartographie. Cette cartographie a permis d'identifier un important potentiel de hausse associé à une zone de piégeage stratigraphique pour étendre le potentiel de la découverte de gaz de Kiwi.

Le potentiel de hausse a été évalué à une ressource prospective de 6,3 à 49,7 bcf (P90 à P10) avec une ressource prospective moyenne de 23,9 bcf. Cela pourrait représenter une cible de développement importante pour Bass. Le PEL 182 s'étend sur 870km2 et est situé au sud-ouest de l'Ex PEL 90K.

Senex a mené d'importantes activités d'exploration au sein du tenement entre 2015 et 2018, notamment l'acquisition d'une sismique 3D sur 25 % du permis. Senex a identifié un certain nombre de pistes pétrolières et gazières qui mettent en évidence le potentiel d'accumulations de gaz du Trias similaires à celles découvertes à Kiwi et dans les champs gaziers de Coonatie et Napowie exploités par Santos. La concession contient également d'épaisses sections de charbon permien profond dans la fosse de Patchawarra et Santos a récemment foré le puits horizontal adjacent Beanbush-2 qui cible spécifiquement cette section de charbon.

Le puits fera bientôt l'objet d'un programme de stimulation par fracturation à plusieurs niveaux afin d'améliorer la productivité de la section de charbon et de tester son potentiel de commercialisation. En cas de succès, le puits Beanbush-2 pourrait fournir un indicateur important de l'augmentation de la production de gaz du PEL 182 de Bass. À l'issue des transactions dans le bassin de Cooper, Bass détiendra 100 % de PEL 182 et aura la possibilité d'acquérir des données sismiques 3D supplémentaires, de réaliser des forages d'exploration et/ou d'attirer des partenaires d'exploitation pour supporter les dépenses de la société.

Situé entre l'ex PEL 90K et le PEL 182, l'ex PEL100 contient un potentiel pétrolier et gazier important. Le permis contient la découverte de pétrole de Cleansweep qui a prouvé l'existence de la zone pétrolière basale de Birkhead, un réservoir producteur de pétrole important et à long terme du bassin de Cooper. Des études visant à évaluer le potentiel de suivi de la structure Cleansweep et de la structure adjacente Deramookoo ont commencé et pourraient aboutir à un forage de suivi en 2023.

Le permis est adjacent au bord de la fosse de Patchawarra. Le bord de la fosse a accueilli un certain nombre de découvertes de gaz importantes. Le potentiel gazier sera également évalué dans les études géoscientifiques de Bass's.

Les prix du gaz de la côte est australienne ont augmenté de plus de 250 % pour atteindre plus de 35,00 $ par gigajoule au hub de Wallumbilla au cours des derniers mois, étant donné qu'une multitude de facteurs nationaux et internationaux ont considérablement entravé la disponibilité de l'approvisionnement. En outre, les gouvernements des États australiens et le gouvernement fédéral se tournent vers les producteurs d'énergie nationaux pour alléger la pression actuelle sur l'offre. L'augmentation du prix accroît considérablement la probabilité de commercialisation de la découverte de Kiwi Gas ou de progression de l'une des autres opportunités d'exploration gazière potentielles de la société à court terme.

Par conséquent, la société a accéléré ses efforts de développement et d'exploration du gaz dans le portefeuille du bassin de Cooper. Bass a commencé une étude de faisabilité pour évaluer le raccordement du puits Kiwi-1 au système de collecte de gaz Moomba et la viabilité d'un test de production étendu (EPT) pour prouver le potentiel de piégeage stratigraphique plus important identifié par l'étude sismique 3D de Senex. Un EPT est l'une des méthodes les plus efficaces pour évaluer la taille potentielle de la ressource.

L'étude évaluera également les rendements économiques disponibles en vendant le gaz via un raccordement au système de collecte et de traitement du gaz de Moomba et en le vendant sur le marché croissant du gaz de la côte est plutôt que de le brûler sur place. En outre, la société évaluera le potentiel gazier dans des cibles conventionnelles ainsi que dans les charbons permiens profonds de la fosse de Patchawarra dans le PEL 182, étant donné le potentiel gazier de plusieurs tcf d'une coentreprise du bassin de Cooper dirigée par Santos Limited qui cible les mêmes charbons à environ 20 km à l'est du PEL 182.Bass prévoit de terminer l'étude de faisabilité en 2022. Une fois l'étude terminée avec succès, Bass commencera simultanément les activités de planification du projet et les discussions commerciales avec les contreparties appropriées afin de conclure des accords de vente et de traitement du gaz, le cas échéant.