Invictus Energy Limited a fait le point sur les activités de son projet Cabora Bassa, au Zimbabwe, dont elle est propriétaire et exploitante à 80 %. Invictus a reçu un rapport technique indépendant mis à jour de la part d'ERCE estimant un potentiel de ressources supplémentaires substantielles à Cabora Bassa, dans la zone de marge du bassin de l'ordonnance de prospection exclusive 1849 récemment attribuée. ERCE estime le potentiel conventionnel récupérable moyen brut de la zone de la marge du bassin à un total de 1,17 milliard de barils de pétrole conventionnel sur une base moyenne brute sans risque#.

L'estimation des ressources prospectives comprend les prospects Baobab, Acacia, Marula, Mukamba et Mimosa mais exclut les prospects supplémentaires le long de la marge du bassin et de la zone centrale du chenal. Cela s'ajoute à la mise à niveau des ressources prospectives à Mukuyu, annoncée dans un communiqué de l'ASX le 5 juillet 2022, portant la base de ressources prospectives totale estimée pour le portefeuille de projets de Cabora Bassa à un total combiné de 5,5 milliards de bep (brut moyen non risqué#). Sur la base de la part de 80 % de la société dans le projet Cabora Bassa, la part nette d'Invictus dans les ressources prospectives de la zone de la marge du bassin équivaudrait à 937 millions de barils de pétrole# (avant le retour de la SWFZ de 10 % à droite) et à 4,4 milliards de bep pour la zone totale du projet.

Ce potentiel de ressources substantiel dans la zone Basin Margin la place à une échelle comparable au prolifique système de rift est-africain qui a donné lieu à des découvertes importantes dans les zones "String of Pearls" au Kenya et en Ouganda. L'estimation des ressources prospectives d'ERCE intègre de nouvelles données provenant de l'étude sismique 2D de Cabora Bassa qui a fourni à la société un portefeuille important de prospects et de pistes à fort potentiel. L'étude CB21 a confirmé le potentiel de plusieurs zones d'hydrocarbures empilées dans la nouvelle zone Basin Margin, comme annoncé dans un communiqué ASX le 2 septembre 2022.

La zone Basin Margin sera initialement testée par le puits Baobab-1, qui présente des caractéristiques similaires aux découvertes d'ouverture de la zone dans le bassin de Lokichar au Kenya et dans le graben d'Albertine en Ouganda. ERCE a estimé les ressources prospectives en utilisant à la fois un cas de pétrole conventionnel et un cas de gaz-condensat car il existe une incertitude sur la phase d'hydrocarbures associée au type de dépôt de la roche mère et à l'histoire thermique. La construction du bloc de puits de Baobab-1 est en cours et son achèvement est prévu pour permettre le déplacement de l'appareil de forage et le début du forage immédiatement après l'achèvement du puits Mukuyu-1, qui a été foré le 23 septembre et dont le forage et l'évaluation devraient prendre environ 50 à 60 jours.

Baobab-1 sera foré en tant que puits vertical pour tester de multiples cibles empilées du Crétacé et plus jeunes, dans des fermetures de pendage à quatre et trois voies, contre la faille de rift limitant le bassin sud. Baobab présente des caractéristiques structurelles similaires à la découverte de Ngamia, qui ouvre le bassin, forée dans le bassin de Lokichar au Kenya. Ngamia-1 a testé avec succès une fermeture de pendage empilée à trois voies, qui a trouvé des zones payantes dans de multiples horizons et a donné lieu à des découvertes ultérieures dans le "collier de perles" le long de la marge du bassin.