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.