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Angola is home to significant upstream potential, as demonstrated by the sharp contrast between its proven and estimated reserves: 9 billion versus 57 billion barrels of oil and 11 trillion versus 27 trillion cubic feet of natural gas.

Its three major basins – Kwanza-Benguela, Namibe and Lower Congo – hold development opportunities across each stage of the exploration life-cycle, from frontier exploration to mature producing areas.

As oil and gas explorers seek prospects with lower risk and high potential for commercial production, subsea tie-back projects have emerged as key recipients of foreign direct investment, aimed at unlocking untapped resources and leveraging existing infrastructure.

Kwanza Basin

Holding close geological similarities to hydrocarbon-rich areas like Brazil’s Santos and Campos Basins, pre-salt areas in southern Africa represent frontier acreage with lower exploration risk and higher potential for production. In Angola, the exploration of pre-salt basins became increasingly active following early discoveries in Blocks 20, 21 and 23 in the Kwanza Basin. The evaluation of these discoveries produced a comprehensive geological model for pre-salt prospecting, which has since expanded to include Block 0 offshore Cabinda. Unlike frontier markets, pre-salt discoveries in Angola can be developed at a lower cost by utilizing existing infrastructure, an important factor at a time when companies are prioritizing shorter development cycles. As part of its efforts to focus on subsea tie-backs, infill drilling and other near-hub projects, French major TotalEnergies is exploring the development of a new pre-salt production hub in newly acquired Blocks 21/09 and 20/11 in the Kwanza Basin. The company’s Cameia-Golfinho project– which is expected to reach FID in June – will be the first deepwater project in thepre-salt Kwanza Basin and is estimated to hold 420 million barrels of oil equivalent.

Namibe Basin

The underexplored Namibe Basin represents another attractive prospect in Angola for international explorers, as one of the largest remaining prospective frontier areas for oil and gas exploration globally. Located along the West African salt margin and spanning more than 65,000 km2, the southernmost basin has remained largely untapped, in sharp contrast to the neighboring Lower Congo and Kwanza Basins that are home to the majority of Angola’s oil and gas activity. New exploration activities are being used to determine the resource potential of the deepwater Blocks 30, 44, and 45 – acquired by ExxonMobil in December 2020 – in water depths ranging between 1,500 and 3,000 meters. Notably, redevelopment efforts undertaken by ExxonMobil in Block 15 resulted in Angola’s first oil find in two decades with the discovery of the Bavuca South-1 exploration well last November, representing the 18th discovery in the block. The U.S. major also recently announced plans to invest $200 million to drilloffshore frontier exploration wells in the Namibe Basin by the end of 2024.

Lower Congo Basin

In the prolific Lower Congo Basin, which holds some of Angola’s largest oil and gas condensate fields by reserves, leading operators are spearheading several large-scale tie-back projectslocated nearby existing production facilities. The Agogo Oil Field Development, which holds one billion barrels of estimated oil reserves is being developed by Azule Energy in Block 15/06, with a view to establishing the Agogo Integrated West Hub that will produce up to 175,000 bpd via the new Agogo FPSO and the existing Ngoma FPSO. Similarly, TotalEnergies is expanding production at its CLOV Field Development Area, which contains 505 million barrels of estimated oil reserves and serves as the fourth production hub in Block 17 offshore Angola. Following Phases 1 and 2, which produced 160,000 bpd and 40,000 bpd, respectively, Phase 3 will unlock an additional 30,000 bpd and capitalize on untapped hydrocarbon reserves.

Angola dispõe de um potencial significativo no “upstream” demonstrado pelo contraste acentuado entre as suas reservas provadas e estimadas: 9 mil milhões contra 57 mil milhões de barris de petróleo, e 11 biliões contra 27 biliões de pés cúbicos de gás natural.

As suas três principais bacias – Kwanza-Benguela, Namibe e Baixo Congo – possuem oportunidades de desenvolvimento em cada fase do ciclo de vida da exploração, desde a exploração de fronteira até às áreas de produção maduras.

À medida que os exploradores de petróleo e gás buscam perspectivas com menor risco e alto potencial para produção comercial, os projetos de engenharia de conexão submarinos surgiram como principais destinatários do investimento estrangeiro direto, com o objetivo de desbloquear recursos inexplorados e alavancar a infraestrutura existente.

Bacia do Kwanza

Com estreitas semelhanças geológicas com áreas ricas em hidrocarbonetos, como as bacias brasileiras de Santos e Campos, as áreas do pré-sal no sul de África representam a área de fronteira com menor risco de exploração e maior potencial de produção. Em Angola, a exploração das bacias do pré-sal tornou-se cada vez mais activa após as primeiras descobertas nos Blocos 20, 21 e 23, na Bacia do Kwanza. A avaliação dessas descobertas produziu um modelo geológico abrangente para a prospecção do pré-sal, que desde então se expandiu para incluir o Bloco 0 no “offshore” de Cabinda. Ao contrário dos mercados de fronteira, as descobertas do pré-sal em Angola podem ser desenvolvidas com um custo menor, utilizando a infra-estrutura existente, um factor importante num momento em que as empresas priorizam ciclos de desenvolvimento mais curtos. Como parte de seus esforços para se concentrar em nas conexões submarinas, perfuração de preenchimento e outros projetos próximos do local de concentração e armazenamento, a francesa TotalEnergies está a explorar o desenvolvimento de um novo centro de produção pré-sal nos recém-adquiridos Blocos 21/09 e 20/11, na Bacia do Kwanza. O projecto Cameia-Golfinho da empresa – que deverá chegar ao FID (análise através de detecção da ionização da chama) em Junho – será o primeiro projecto em águas profundas no pré-sal da Bacia do Kwanza e estima-se que contenha o equivalente a 420 milhões de barris de petróleo.

Bacia do Namibe

A sub-explorada Bacia do Namibe representa outra perspectiva atractiva em Angola para exploradores internacionais, sendo uma das maiores áreas de fronteira prospectiva remanescentes para a exploração global de petróleo e gás.

Localizada ao longo da margem de sal da África Ocidental, e abrangendo mais de 65.000 km2, a bacia mais ao sul permaneceu praticamente inexplorada em nítido contraste com as vizinhas Bacias do Baixo Congo e Kwanza, que abrigam a maior parte da actividade de petróleo e gás de Angola. Novas actividades de exploração estão sendo usadas para determinar o potencial de recursos dos Blocos 30, 44 e 45 em águas profundas – adquiridos pela ExxonMobil em dezembro de 2020 – em profundidades que variam entre 1.500 e 3.000 metros. Notavelmente, os esforços de re-desenvolvimento empreendidos pela ExxonMobil, no Bloco 15, resultaram na primeira descoberta de petróleo em Angola em duas décadas com o surgimento do poço de exploração Bavuca South-1 em Novembro passado, representando a 18ª descoberta no bloco. A multinacional dos EUA anunciou também recentemente planos de para investir 200 milhões de dólares para perfurar poços de exploração de fronteira “offshore” na Bacia do Namibe até ao final de 2024.

Bacia do Baixo Congo

Na prolífica Bacia do Baixo Congo, que detém alguns dos maiores campos de petróleo e gás condensado de Angola por reservas, os principais operadores estão a liderar vários projectos de conexão submarina de grande escala localizados nas proximidades das instalações de produção existentes. O Agogo Oil Field Development, que contém um bilião de barris de reservas estimadas de petróleo, está sendo desenvolvido pela Azule Energy ,no Bloco 15/06, com vista ao estabelecimento do Agogo Integrated West Hub, que produzirá até 175.000 bpd através do novo Agogo FPSO e do FPSO Ngoma existente. Do mesmo modo, a TotalEnergies está a expandir a produção na sua Área de Desenvolvimento de Campo CLOV, que contém 505 milhões de barris de reservas estimadas de petróleo e constitui o quarto centro de produção no Bloco 17 “offshore” de Angola. Após as Fases 1 e 2, que produziram 160.000 bpd e 40.000 bpd, respectivamente, a Fase 3 libertará 30.000 bpd adicionais e irá capitalizar as reservas inexploradas de hidrocarbonetos.