Bass Oil Limited gab bekannt, dass das Unternehmen mit einer Machbarkeitsstudie begonnen hat, um das Kommerzialisierungspotenzial der Kiwi Gas Discovery zu bewerten, die es in Kürze erwerben wird. Das Unternehmen ist dabei, eine Reihe von Produktions- und Explorationsgrundstücken im Cooper Basin von Cooper Energy Limited und Beach Energy Limited zu erwerben, die mehrere aussichtsreiche Gasentwicklungs- und Explorationsziele umfassen. Das Unternehmen macht Fortschritte beim Abschluss der Transaktion, wobei die endgültige Ausfertigung der Dokumente für Anfang Juli 2022 erwartet wird.

Seit das Unternehmen die Cooper Basin-Transaktionen im Juli 2021 und März 2022 angekündigt hat, sind die australischen Gaspreise aufgrund einer erheblichen Verknappung auf dem Markt um mehr als 250% gestiegen. Daher beschleunigt das Unternehmen die geplante Evaluierung der wichtigsten Gaserschließungsmöglichkeiten im Portfolio und erwartet, diese Studie im vierten Quartal 2022 abzuschließen. Bass beabsichtigt, die Cooper Basin-Transaktionen im Juli 2022 abzuschließen und wird ein Portfolio von aussichtsreichen Öl- und Gasentwicklungs- und Explorationsmöglichkeiten erwerben.

Insbesondere die nördlichen Grundstücke sind sehr aussichtsreich für flüssigkeitsreiches Gas innerhalb und angrenzend an den Patchawarra Trough. Das Gebiet beherbergt zahlreiche Gasfelder in Sedimenten aus dem Perm und der Trias. Ex PEL 90K befindet sich am nordwestlichen Rand des Cooper Beckens in Südaustralien, etwa 120 km von Moomba entfernt.

Im Jahr 2003 führte Stuart Petroleum Limited ("Stuart") mit Hilfe von seismischen 2D-Vermessungen ein Explorationsprogramm im gesamten Cooper Basin durch, darunter auch in Ex PEL 90K. Im Rahmen dieses Programms führte Stuart die Bohrung Kiwi-1 durch, die zu einem Gasfund führte, der mit einer Rate von 9,6 MMscf pro Tag getestet wurde und auf der Grundlage einer strukturellen Falle, die auf der 2D-Seismik angezeigt wurde, eine mögliche Ressource im Bereich von 1,6 bis 5,0 bcf mit einem 2C von 3,0 bcf enthielt. Diese Callamura Member Gasentdeckung war bemerkenswert, weil sie wenig Inertien (CO2) enthielt und mäßig flüssig war.

Angesichts eines Gaspreises von etwa 3,50 $/GJ, der bescheidenen Größe der Ressource und der zum Zeitpunkt der Entdeckung erforderlichen Kapitalkosten für die Gasinfrastruktur verzichtete Stuart auf die Erschließung. In der Folge gab Senex Energy Limited eine umfangreiche seismische 3D-Vermessung der Kiwi-Gasentdeckung und des umliegenden Gebiets in Auftrag, gefolgt von einer umfangreichen Kartierung. Diese Kartierung ergab ein erhebliches Aufwärtspotenzial in Verbindung mit einer stratigraphischen Überlagerung, um das Potenzial der Kiwi-Gasentdeckung zu erweitern.

Das Aufwärtspotenzial wurde mit einer voraussichtlichen Ressource von 6,3 bis 49,7 Mrd. Kubikmetern (P90 bis P10) und einer mittleren voraussichtlichen Ressource von 23,9 Mrd. Kubikmetern bewertet. Dies könnte ein bedeutendes Entwicklungsziel für Bass darstellen. PEL 182 erstreckt sich über 870 km2 und befindet sich südwestlich von Ex PEL 90K.

Senex hat zwischen 2015 und 2018 umfangreiche Explorationsaktivitäten innerhalb des Konzessionsgebiets durchgeführt, einschließlich des Erwerbs von 3D-Seismik auf 25% des Konzessionsgebiets. Senex hat eine Reihe von Öl- und Gasvorkommen identifiziert, die das Potenzial für Gasansammlungen aus der Trias aufzeigen, ähnlich denen, die bei Kiwi und den von Santos betriebenen Gasfeldern Coonatie und Napowie entdeckt wurden. Das Konzessionsgebiet enthält auch dicke Abschnitte mit tiefgründigen permischen Kohlen im Patchawarra-Trog. Santosh hat vor kurzem die angrenzende horizontale Bohrung Beanbush-2 niedergebracht, die speziell auf diesen Kohlenabschnitt abzielt.

Die Bohrung wird demnächst einem mehrstufigen Frakturierungsprogramm unterzogen, um die Produktivität des Kohleabschnitts zu steigern und sein Kommerzialisierungspotenzial zu testen. Sollte die Beanbush-2-Bohrung erfolgreich sein, könnte sie einen wichtigen Indikator für das Potenzial der Gasproduktion von Bass' PEL 182 darstellen. Nach Abschluss der Cooper Basin-Transaktionen wird Bass 100 % von PEL 182 besitzen und hat die Option, zusätzliche 3D-Seismik zu erwerben, Explorationsbohrungen durchzuführen und/oder Farm-In-Partner zu gewinnen, die die Ausgaben des Unternehmens tragen.

Das zwischen Ex PEL 90K und PEL 182 gelegene Ex PEL100 enthält ein erhebliches Öl- und Gaspotenzial. Das Permit umfasst die Ölentdeckung Cleansweep, die das basale Birkhead-Ölvorkommen, ein bedeutendes und langfristig ölproduzierendes Reservoir im Cooper Basin, nachweist. Studien zur Bewertung des Nachfolgepotenzials der Cleansweep-Struktur und der angrenzenden Deramookoo-Struktur haben begonnen und könnten zu Nachfolgebohrungen im Jahr 2023 führen.

Die Konzession grenzt an den Rand des Patchawarra-Trogs. Der Rand des Trogs hat eine Reihe bedeutender Gasfunde beherbergt. Das Gaspotenzial wird auch in den geowissenschaftlichen Studien von Bass bewertet werden.

Die Gaspreise an der australischen Ostküste sind in den letzten Monaten um mehr als 250% auf über 35,00 $ pro Gigajoule am Wallumbilla-Hub gestiegen, da eine Vielzahl inländischer und internationaler Faktoren die Verfügbarkeit des Angebots erheblich erschwert haben. Darüber hinaus setzen die Regierungen der australischen Bundesstaaten und des Bundes auf einheimische Energieproduzenten, um den derzeitigen Angebotsdruck zu mildern. Der steigende Preis erhöht die Wahrscheinlichkeit der Kommerzialisierung der Kiwi Gas Discovery oder einer der anderen aussichtsreichen Gasexplorationsmöglichkeiten des Unternehmens in naher Zukunft erheblich.

Daher hat das Unternehmen seine Gasentwicklungs- und Explorationsbemühungen innerhalb des Cooper Basin Portfolios beschleunigt. Bass hat mit einer Machbarkeitsstudie begonnen, um die Anbindung der Kiwi-1-Bohrung an das Moomba-Gassammelsystem und die Durchführbarkeit eines erweiterten Produktionstests (EPT) zu prüfen, um das größere stratigraphische Ablagerungspotenzial, das durch die seismische 3D-Untersuchung von Senex identifiziert wurde, nachzuweisen. Ein EPT ist eine der effektivsten Methoden zur Evaluierung der potenziellen Größe der Ressource.

Im Rahmen der Studie werden auch die wirtschaftlichen Erträge bewertet, die durch den Verkauf des Gases über eine Anbindung an das Gassammel- und -verarbeitungssystem in Moombas und den Verkauf auf dem wachsenden Gasmarkt an der Ostküste erzielt werden können, anstatt es vor Ort abzufackeln. Darüber hinaus wird das Unternehmen das Gaspotenzial in konventionellen Lagerstätten sowie in den tiefen permischen Kohlen im Patchawarra Trough in PEL 182 bewerten, da ein von Santos Limited geführtes Joint Venture im Cooper Basin, das auf dieselben Kohlen abzielt, etwa 20 km östlich vonPEL 182, ein Gaspotenzial von mehreren Tcf aufweist.Bass geht davon aus, die Machbarkeitsstudie im Jahr 2022 abzuschließen. Nach dem erfolgreichen Abschluss der Studie wird Bass gleichzeitig mit der Projektplanung und den kommerziellen Gesprächen mit geeigneten Partnern beginnen, um die erforderlichen Gasverkaufs- und Verarbeitungsverträge abzuschließen.