Invictus Energy Limited a fourni une mise à jour sur les opérations de sa licence SG 4571, détenue à 80%, dans le bassin de Cabora Bassa au Zimbabwe. Mukuyu-1 ST1 identifie 13 zones potentielles d'hydrocarbures Après l'achèvement des opérations du puits Mukuyu-1 ST1, un total de 13 zones potentielles d'hydrocarbures a été interprété dans les formations Pebbly Arkose et Upper Angwa. Il convient de noter la formation de l'Angwa supérieur, cible principale, avec 11 zones potentielles d'hydrocarbures identifiées totalisant 225 mètres.

Toutes les zones potentiellement porteuses d'hydrocarbures ont été isolées et bouchées et les puits Mukuyu-1 et ST1 ont été laissés dans un état sûr. L'interprétation des diagraphies filaires a calculé une porosité allant jusqu'à 15 % et une saturation en gaz allant jusqu'à 90 % dans des zones payantes potentielles sélectionnées dans l'Angwa supérieur, mais elles doivent encore être calibrées avec des données sur les fluides et les carottes et sont donc sujettes à de grandes marges d'erreur. Une fluorescence faible à forte des hydrocarbures a été notée à partir d'environ 2 100 m de profondeur mesurée (mMD) dans l'Arkose caillouteux et était constante jusqu'à la TD à 3 923 mMD, avec une fluorescence allant jusqu'à 100 % observée dans certains déblais et carottes de paroi latérale.

D'autres réservoirs et intervalles potentiellement payants dans l'Angwa supérieur, recoupés lorsque le puits Mukuyu- 1 a été approfondi de 3 618 à 3 923 m, n'ont pas pu être entièrement évalués en raison d'une panne dans le trou de forage, empêchant la diagraphie de la section approfondie. La cible primaire de l'Angwa supérieur contenait une section verticale de 1 400m de sable, de siltstone, d'argile carbonée et de charbon, qui peuvent être des indicateurs de réservoirs d'hydrocarbures potentiels et ont confirmé la présence de joints compétents. Les sables gazeux interprétés suggèrent une bonne calibration avec les ralentissements de vitesse (Vint) observés aux surfaces 500 et 600 (actuellement interprétés comme représentant l'Arkose caillouteux et l'Angwa supérieur, respectivement), et fourniront à la fois une calibration pour la cartographie de cette anomalie autour de la structure de Mukuyu et une application à la zone de l'Arkose caillouteux et de l'Angwa supérieur dans le reste du portefeuille de prospects.

Des intervalles de réservoir supplémentaires rencontrés dans les sections de l'Arkose caillouteux avec une porosité allant jusqu'à 20 % contenaient une fluorescence mineure et des indices de gaz élevés au-dessus du fond. L'interprétation des diagraphies indique une saturation en gaz résiduel dans ces sables, ce qui prouve qu'une migration d'hydrocarbures a eu lieu dans cette zone et permet d'identifier des cibles supplémentaires en amont vers la crête de la structure. De multiples paires de sables et de joints réservoirs ont été recoupées dans les formations Post Dande, Forest, Pebbly Arkose et Upper Angwa et de multiples intervalles de source riche ont été rencontrés dans la Upper Angwa, comme prévu.

Un potentiel plus profond non testé demeure dans la structure de Mukuyu, le fond de l'Angwa supérieur n'ayant été atteint ni dans Mukuyu-1 ni dans ST1, tandis que l'Angwa inférieur n'a pas non plus été recoupé. Le succès du Mukuyu-1 sur le flanc sud de la structure, à un endroit situé à 300 m sous la crête, offre également un autre potentiel en amont non testé, qui sera ciblé dans les prochains programmes de forage. Les opérations Mukuyu-1 et ST1 ont été conclues sans blessures avec arrêt de travail et le démontage de l'appareil de forage a été effectué. La planification de l'évaluation du Mukuyu et du programme de forage de la phase 2 commence Le Rig 202 est empilé à chaud à l'emplacement du puits Mukuyu-1 pour permettre la maintenance et les mises à niveau avant de reprendre le forage.

L'analyse en laboratoire des carottes de parois latérales acquises pendant la diagraphie, ainsi que des échantillons de déblais de forage et de gaz de boue acquis pendant le forage, permettra de calibrer davantage le câble et le modèle géologique une fois terminé. Ces résultats seront intégrés aux données sismiques et aux modèles de bassin pour guider les futurs emplacements de puits et la sélection des prospects d'exploration. La société évalue actuellement le programme de travail à venir et une série de cibles pour le premier puits de sa campagne de forage de phase 2, y compris Mukuyu-2 et Baobab-1, ainsi que d'autres perspectives d'exploration prometteuses identifiées dans l'ensemble de la zone de Cabora Bassa.

Le calendrier de l'exploration et du forage à venir sera déterminé après l'achèvement des exercices d'appel d'offres pour le long lead et les services de puits qui commencent de façon imminente. Résumé du système pétrolier du bassin de Cabora Bassa avant et après le forage L'interprétation et la compréhension du bassin de Cabora Bassa avant le forage étaient un système pétrolier sujet au gaz avec un risque potentiel de scellement et de synchronisation charge/piège (confinement).

Après le forage, les résultats du Mukuyu-1 et de l'excavation latérale qui a suivi ont prouvé l'existence d'un système d'hydrocarbures fonctionnel et la présence de gaz-condensat et potentiellement de pétrole léger, comme le montrent les gaz de boue élevés (composants C1-C5), la fluorescence et l'interprétation des diagraphies filaires, ce qui réduit considérablement les risques liés à la prospection restante dans le bassin. Les principaux risques préalables au forage, à savoir l'étanchéité (présence et efficacité) et la roche mère (présence et qualité), ont effectivement été réduits grâce à l'intersection de plusieurs étanchéités compétentes et à la présence de sables remplis de gaz indiquant la préservation des hydrocarbures contenus dans le réservoir, ce qui réduit considérablement les risques historiquement élevés de confinement.