Compreende todas as áreas previamente concessionadas no âmbito de atribuição de direitos para pesquisa e produção de petróleo em bacias sedimentares do nosso território nacional, cujo a concessão de direitos cessou.
| Atividade | Descrição |
|---|---|
| Aquisição, Processamento, Controle de qualidade e Interpretação de dados sísmicos tridimensionais (3D, PSTM e PSDM) | 8001 Km |
| Licenciamento de dados de Shallow hazard (SHAZ) | 4771 Km |
| Licenciamento de dados 3D Fast-Track PSTM (licença única EM) para NW para ajudar com mapeamento de leads | 1000 Km |
| Realização de Estudos Geológicos e Geofísicos | – |
| Avaliação da prospectividade da área | – |
| Outros estudos não-geocientíficos (Geral e Administrativos) | – |
| Validação do potencial da área | – |
A validação do potencial da área culminou com a identificação de diversos plays/Leads (corpos geológicos), que carecem de avaliação de modo a certificar a prospectividade e testagem da presença de hidrocarbonetos a partir de realização de poços de pesquisa.
Na sequência do concurso público lançado em Outubro de 2014, para a concessão de áreas para pesquisa e produção de hidrocarbonetos, às empresas ExxonMobil Moçambique Exploration and Production, Limitada, RN Zambeze South PTE. LTD e Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, E.P (ENH, EP), foi-lhes adjudicada a área offshore do Delta do Zambeze designada como Z5-C, localizada na parte marítima da República de Moçambique. O Contrato de Concessão de Pesquisa e Produção de Petróleo(CCPP) foi assinado em Outubro de 2018.
A área encontra-se disponível na sequência da cessação dos direitos de concessão ao consórcio acima mencionado.
Na sequência do concurso público lançado em Outubro de 2014, para a concessão de áreas para pesquisa e produção de hidrocarbonetos, às companhias ExxonMobil Moçambique Exploration and Production, Limitada, RN Zambeze North PTE. LTD e à Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, E.P (ENH, EP), foi-lhes adjudicada a área offshore do Delta do Zambeze designada como Z5-D, localizada na parte marítima da República de Moçambique. O Contrato de Concessão de Pesquisa e Produção de Petróleo(CCPP) foi assinado em Outubro de 2018.
A área encontra-se disponível na sequência da cessação dos direitos de concessão ao consorcio acima mencionado.
Em resultado das negociações directas, o governo de Moçambique assinou em Junho de 2005 o CCPP com Sasol e a ENH. O bloco, localiza-se na bacia sedimentar de Moçambique, no ambiente marinho que compreende águas rasas e a norte da província de Inhambane.
Na área, em resultado das operações de pesquisa realizadas pelo consórcio supracitado, culminou com descobertas de depósitos de gás. O operador, cessou os direitos de concessão e actualmente a referida descoberta é adjacente às áreas adjudicadas a quando do sexto concurso de concessão do bloco para pesquisa de hidrocarbonetos na região do Save no norte de Inhambane.
Na sequência do 2º concurso público para a concessão de áreas para pesquisa e produção de hidrocarbonetos, às companhias Anadarko Mozambique Area 1 e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, foi-lhes adjudicada a Área 1 em ambiente offshore da Bacia do Rovuma. A referida Área encontra-se localizada na parte norte da Província de Cabo Delgado, em águas rasas à muito profunda. O Contrato de Concessão de áreas para Pesquisa e Produção de Hidrocarbonetos (CCPP) foi assinado a 20 de Dezembro de 2006 e com a data efectiva a partir de 1 de Fevereiro de 2007.
Estimativa mediana de 43 tcf (triliões de pés cúbicos) de gás.
4 Reservatórios Transzonais:
Estimativa mediana de 3,4 (triliões de pés cúbicos) Tcf de gás natural.
Estimativa mediana de 8,4 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural
Os Reservatórios do são do Paleoceno.
Área de Descoberta Tubarão Tigre (1254 km2), tem 3 reservatórios do Cretáceo (K1,K2 e K3), sendo o K2 o melhor em Orca e Tubarão-Tigre e possui uma estimativa mediana de 0.323 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural.
A avaliação técnica completa do potencial do Cretáceo na Área 1, ente as Áreas de Descoberta Tubarão Tigre e Orca, determinou que contém reservatórios pequenos, descontínuos e de baixa qualidade, e isso provavelmente apresentaria desafios significativos no fornecimento de quantidades comercias de gás. Dos três reservatórios de Cretáceo (K1,K2 e K3) avaliados, o melhor é o K2 em Orca e Tubarão-Tigre que possui recurso médio de 0.323 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural.
Esta descoberta foi feita na Área 1 pela Anadarko em 2013 através furo Orca-1, cujo reservatório é de idade do Paleoceno Médio, tendo sido subsequentemente avaliada através dos furos Manta-1, Orca-2, Orca-3 e Orca-4.
A descoberta localiza-se a cerca de 10 Km da linha da costa, 250 Km da cidade de Pemba. Este reservatório é de idade do Paleoceno Médio e não é partilhado. A estimativa média dos recursos é de cerca de 8.4 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural in situ, segundo estimativas submetidas pela Total.
O reservatório na descoberta Orca encontra-se a profundidades que variam de 4000 à 5000m abaixo do nível médio do mar, e a coluna de água de cerca de 600m à 1200m. A extensão é de cerca de 30 Km.
Esta descoberta foi feita pela Anadarko em Janeiro de 2011 através do furo Tubarão-1 e avaliada pelo furo Tubarão-2 (negativo) em 2013. A descoberta localiza-se a cerca de 25 Km da linha de costa, 50 Km do Nordeste do distrito da Mocímboa da Praia e 200 Km do Nordeste da Cidade de Pemba.
O reservatório encontra-se completamente na Área 1. A estimativa média dos recursos é de cerca de 3,4 tcf (triliões de pés cúbicos) de gás in situ.
O reservatório encontra-se a uma profundidade de 3500 a 4000 metros abaixo do nível médio das águas do mar. A coluna de água varia entre 800 e 1200 metros. A extensão da descoberta Tubarão é de cerca de 20 Km orientado de Oeste à Este.