Bass Oil Limited gab bekannt, dass das Unternehmen nach der Beauftragung der unabhängigen geologischen Experten von Fluid Energy Consultants eine bedeutende potenzielle Ressource identifiziert hat, die das Potenzial hat, die australischen Aktivitäten des Unternehmens im Cooper Basin in Südaustralien wesentlich zu erweitern. Der Deep Coal Gas Prospective Resource Report beziffert das in PEL 182 (Bass 100%) im Cooper Basin in Südaustralien enthaltene Gaspotenzial mit einer "besten Schätzung" von 21 TCF Gas an Ort und Stelle zusammen mit den dazugehörigen 845 Milliarden Barrel Kondensat/Öl an Ort und Stelle. Gas aus tiefen Kohlen, die unterhalb von 2.500 Metern liegen, stellen ein neues bedeutendes Gasvorkommen im Cooper Basin und eine potenzielle neue wesentliche Gasquelle für den heimischen Markt dar.

Es ist bekannt, dass in den permischen Kohlen der Toolachee-, Epsilon- und Patchawarra-Formationen Gas vorhanden ist, das nach einer Frakturstimulation und im Zusammenspiel mit konventionellem Gas aus Sandsteinen mit potenziell kommerziellen Raten fließt. Santos und das Cooper Basin Joint Venture arbeiten an der Kommerzialisierung dieser Kohlen. In jüngster Zeit hat Santos die horizontale Bohrung Beanbush 3 in der Nähe von PEL 182 in der gleichen geologischen Umgebung und im Patchawarra Trough gebohrt und plant, diese zu fracen.

Bass und Fluid haben innerhalb der Konzession ein aussichtsreiches Gebiet mit dem Namen Moolion East Deep Coal Prospect definiert, in dem eine oder mehrere horizontale Pilotbohrungen am besten geeignet wären, um das tiefe Kohlevorkommen zu testen. Santos hatte zuvor die Bohrung Moolion East 1 niedergebracht, um nach konventionellen Kohlenwasserstoffen zu suchen, war aber nicht erfolgreich. Die Bohrung stieß jedoch auf eine beträchtliche Mächtigkeit von Tiefkohle im permischen Abschnitt, der das Ziel dieser Studie ist.

Das potenzielle Ressourcenvolumen des Moolion East Deep Coal Prospect beträgt 568 BCF Gas und 22,7 Millionen Barrel Kondensat (Öl) (Tabelle 2). Die Methode zur Erschließung dieser bedeutenden Ressource dürfte ähnlich wie bei den erfolgreichen Schiefergasvorkommen in Nordamerika durch horizontale Bohrungen und Frakturstimulation erfolgen. Bass wird mit Studien beginnen, die darauf abzielen, das Moolion East-Prospekt in einen bohrfähigen Zustand zu bringen.

Bass (100%) als Betreiber von PEL 182 hat die Flexibilität und die Möglichkeit, Bohrungen auf eigene Rechnung durchzuführen oder Farm-in-Partner zu gewinnen, die die Ausgaben des Unternehmens übernehmen. Die durchschnittliche Nettokohle innerhalb der Toolachee-Epsilon-Einheit in PEL 182 beträgt etwa 18 Meter. Die Nettokohle reicht von abwesend im Norden der Konzession bis zu 35 Metern in Richtung des Depozentrums des Patchawarra Troughs.

Die Kohlen kommen hauptsächlich als durchgehende Flöze vor, wobei die Flöze in der Nähe des oberen Toolachee oft mehr als 10 Meter dick sind. Darüber hinaus beträgt die durchschnittliche Nettokohle innerhalb der Patchawarra-Formation in PEL 182 etwa 17 Meter. Die Nettokohle reicht vom Fehlen der Kohle im Norden der Konzession bis zu 40 Metern im Südosten.

Die Kohle kommt in Form von durchgehenden Flözen im oberen Patchawarra vor, die teilweise 10 bis 20 Meter dick sein können. Die Mächtigkeiten und die Verteilung der Kohle sind in den folgenden Querschnitten dargestellt. Das erste tiefe Kohlefrac im Cooper Basin wurde 2007 von Santos durchgeführt.

Das Ergebnis zeigte, dass potenziell wirtschaftliche Fördermengen erreicht werden können. In der Zeit von 2007 bis 2013 wurde eine Reihe von Folge-Fracs mit gemischtem Erfolg durchgeführt. Im Jahr 2013 wurde durch eine Änderung der Fracking-Techniken ein Durchbruch bei den Fördermengen erzielt, die über 0,1 mmcfd pro Frac-Schritt erreichten.

In den nächsten zwei Jahren wurden weitere 21 Fracs als einzelne Stufen platziert. Die durchschnittliche Flussrate lag bei über 0,3 mmcfd mit Raten von bis zu 0,8 mmcfd pro Stufe. Eine der Bohrungen des Programms soll über 0,5 BCF gefördert haben, mit einer möglichen Förderung von über 1,5 BCF.

Die zukünftigen Pläne der Betreiber im Cooper Basin sehen vor, mehrstufige Stimulationen von vertikalen Bohrungen durchzuführen und horizontale Bohrungen [und mehrstufige Fracs entlang des horizontalen Bohrlochs] zu erproben, um die Durchflussraten und die Fördermengen zu erhöhen. Das erste horizontale Bohrloch, Beanbush 3, wurde vor kurzem gebohrt und wird mit einem Frack bearbeitet. Die Ergebnisse sind noch nicht veröffentlicht worden.

Bass und Fluid haben innerhalb der Konzession ein aussichtsreiches Gebiet mit dem Namen Moolion East Deep Coal Prospect definiert, in dem eine oder mehrere Pilotbohrungen das Deep Coal Play testen könnten. Bei Moolion East-1, einer Bohrung von Santos, wurden in den Sandsteinvorkommen keine konventionellen Kohlenwasserstoffe gefunden, so dass es sich bei dem neuen Prospektionsgebiet ausschließlich um ein Deep Coal-Gasziel handelt. Das potenziell förderbare Ressourcenvolumen an Kohlenwasserstoffen im Moolion East Deep Coal Prospekt beträgt 568 BCF Gas und 22,7 Millionen Barrel Kondensat (Öl).

Das Förderpotenzial dieser Ressource ist mit erheblichen Unsicherheiten behaftet. Fluid hat sich am Erfolg der weltweiten Schiefergasvorkommen orientiert, um die möglichen Gewinnungsfaktoren zu bestimmen. Es gibt Ähnlichkeiten zwischen den Schiefergas- und den tiefen Kohlegasvorkommen.

Kohle hat einen sehr hohen Anteil an organischen Stoffen und damit einen großen Anteil an adsorbiertem Gas. Schiefergestein hat in der Regel eine höhere Porosität. Ein sehr gutes Schiefergasvorkommen ist spröde und "bruchfähig", während Kohle eher zähflüssig ist.

Die US Energy Information Agency (EIA/ARI (2013)) hat für Schiefergasbecken und -formationen, die einen mittleren Tongehalt, eine mäßige geologische Komplexität und einen durchschnittlichen Lagerstättendruck und -eigenschaften aufweisen, einen durchschnittlichen Gewinnungsfaktor von 20 % des an Ort und Stelle vorhandenen Gases angesetzt. Fluid hat bei der Berechnung der prospektiven Ressourcen einen Faktor von 15% angewandt. Das potenziell förderbare Volumen an Kohlenwasserstoffen beträgt 568 BCF an Gas und 22,7 Millionen Barrel an Kondensat (Öl).