A prospecção e pesquisa de hidrocarbonetos em Moçambique remontam desde os anos 1900 e como resultado destas actividades foram descobertos depósitos de gás natural em Pande, Buzi e Temane, nos anos 1961, 1962 e 1967 respectivamente. A primeira descoberta comercial teve o seu início de produção em 2004, no Campo de Pande e Temane (P&T), na Bacia sedimentar de Moçambique. As reservas de gás natural na Bacia de Moçambique são estimadas em cerca de 6 trilhões de pés cúbicos (Tscf).
Em 2010, foram efectuadas descobertas de gás natural na bacia sedimentar do Rovuma que elevaram Moçambique a escala de reservas mundiais. Estima-se cerca de 172 trilhões de pés cúbicos (Tscf), distribuídos em vários campos, sendo de destaque os campos Coral, Golfinho Atum e Mamba/Prosperidade, tendo iniciado em Outubro de 2022 a produção de gás natural liquefeito (GNL) no Campo Coral Sul, na Área – 4.
Explore os dados geológicos e geofísicos de Moçambique relacionados à pesquisa e produção de hidrocarbonetos. Descubra a distribuição dos poços e a extensão das campanhas sísmicas realizadas em todo o país. Este é um mergulho fascinante no conhecimento geológico que impulsiona a indústria de energia em nossa nação.
No âmbito da pesquisa sistemática de hidrocarbonetos nas bacias sedimentares de Moçambique, vários projectos de aquisição de dados sísmicos bidimensionais (2D) e tridimensionais (3D) foram levados a cabo até a data, em campanhas de aquisição proprietária e multiclientes, visando permitir a prospecção e pesquisa de hidrocarbonetos.
A aplicação de métodos geofísicos é fundamental para a interpretação e análise da subsuperfície com objectivo de fazer o reconhecimento de feições geológicas e estruturais. Em resultado da aplicação desta técnica, foram adquiridos em território nacional um volume de dados sísmicos que integram a base de dados do INP, estes, compreendem dois tipos:
Vide Mapa: Mapa Sísmico
Compreende todas as áreas sujeitas a contratos de concessão para pesquisa e produção ou de reconhecimento de hidrocarbonetos.
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.