Trap Oil Ltd

Relinquishment Report

for

Licence P.1556

Block 29/1c (Orchid)

Relinquishment date: 12 January 2015

 

2    

Contents  

1. Header  2.  Synopsis  and  introduction  3. Exploration  activities  

  3.1  Seismic  data     3.2  Wells  

4. Prospectivity  analysis  5. Clearance  

 

List  of  Figures  

1. Location  map  and  seismic  database  2. Seismic  line  illustrating  well  path  and  Top  Ekofisk  Fm.  Depth  Structure  (pre-­‐drill)  3. Well  29/1c-­‐9Z  petrophysical  interpretation  (Summit)  4. Well  29/1c-­‐9Z  FMI  and  MSIP  analysis  summary  5. Well  29/1c-­‐9Z  Composite  Log  illustrating  hydrocarbon  shows  in  secondary  Palaeocene  

target  6. Top  Ekofisk  Depth  Structure  pre  and  post  drilling  7. Porosity  volume  comparison  before  and  after  drilling  Orchid  8. Amplitude  anomaly  illustrating  Eocene  lead  (Aris)  9. Fulmar  Fm.  depth  structure  map  illustrating  Metis,  Zeus  and  SPL1  leads  10. Regional  seismic  line  illustrating  upside  play  concepts  

   

3    

1. Header    Licence  number     P1556  Licence    round     25th  Licence  Effective  date   12th  February  2009  Licence  type     Traditional  Block  number     29/1c  Operator     Trap  Oil  Ltd    Licensees       Trap  Oil  Ltd  -­‐  86%         Atlantic  Petroleum  Ltd  -­‐  14%            Work  programme   Firm  commitments                    

-­‐ obtain  100  sq  km  3D  seismic  data    -­‐ reprocess  200  sq  km  3D  seismic  data  to  preSDM      and  drill,  at  the  Minister’s  discretion,  one  well  either    -­‐ to  3650m  (pre  Cretaceous)  or    -­‐ to  2530m  or  200m  into  Chalk  Group  

       All  working  obligations  have  been  fulfilled.  

 

2. Synopsis  and  introduction  

Licence  P.1556  Block  29/1c  was  awarded  to  Summit  95%  (Operator)  and  Reach  Exploration     (5%)  as  a  Seaward  Production  Licence  in  the  25th  Licensing  Round  with  the  Initial  Term     commencing  on  12th  February  2009.  Licence  working  obligations  included  obtaining  and     reprocessing  3D  seismic,  and  a  firm  well  drill  to  be  drilled  to  2,530  metres  or  200  metres     into  the  Chalk.  

In  2010  Valiant  farmed  in  to  acquire  30%  WI  from  Summit,  Trapoil  farmed  in  to  acquire     10%  WI  from  Summit  and  Atlantic  Petroleum  also  farmed  in  to  acquire  10%  WI  from     Summit.    

In  2011  Trapoil  acquired  Reach  Oil  &  Gas  and  consequently  an  additional  5%  carried  equity     in  the  licence  resulting  in  the  Licence  Group  composition  as  follows:  

    -­‐   Summit  45%  (operator)       -­‐   Valiant   30%       -­‐     Atlantic  10%       -­‐   Trapoil    15%  (5%  carried  interest)  

 

4    

During  2009-­‐2010,  Fugro  TerraCube  REGRID  regional  seismic  data  and  Amerada  Hess  1991     3D  seismic  data  was  acquired.  The  Amerada  Hess  data  was  reprocessed  (preSDM)  by     Geokinetics  in  2010.  Ikon  undertook  inversion  of  the  3D  data    

  In  2012  the  Group  drilled  well  29/1c-­‐9,  9Z.  Ithaca  acquired  Valiant  Petroleum  and     hence  an  additional  30%  equity  in  the  licence.    

  In  2013  Trapoil  purchased  Summit’s  equity  in  the  licence.    A  50%  end  of  Initial  Term     relinquishment  was  made  effective  11.02.13.  

  In  2014  Ithaca  withdrew  from  the  licence  with  Trapoil  (16%)  and  AP  (4%)  acquiring  Ithaca’s     equity  on  a  prorated  basis.  

  Attempts  were  made  to  farm  out  the  licence  with  a  view  to  appraising  the  Orchid     discovery.  The  farm  out  effort  was  unsuccessful  and  the  licence  was  surrendered  effective     12.01.15.  

3     Exploration  Activities  

  3.1  Seismic  Data  

 Fugro  TerraCube  REGRID  regional  seismic  data  and  Amerada  Hess  1991  3D  seismic  data     were  acquired.  The  Amerada  Hess  data  were  reprocessed  (preSDM)  by  Geokinetics.  Ikon     undertook  inversion  of  the  3D  data.    

 

 

  Figure  1.  Location  map  and  seismic  database  

5    

  3.2  Wells  

  The  key  well  is  as  follows:  

  29/1c-­‐9,  9Z  Orchid  discovery  (Summit,  2011)    

  The  well  was  drilled  to  test  a  robust  four-­‐way  dip  closure  mapped  at  Palaeocene  (Forties     Fm.)  and  Chalk  Group  levels.  A  significant  amplitude  anomaly  mapped  at  Ekofisk  Formation     level  with  high  impedance  values  was  interpreted  to  represent  the  development  of     significant  porosity  within  structure.  The  closure  is  located  in  close  proximity  to  producing     fields  Banff,  Kyle,  Bittern  and  the  Gannet  field’s  complex,  all  sourced  by  the  ubiquitous     Kimmeridge  Clay.  It  was  anticipated  the  overlying  Palaeocene  shale  would  provide  top  seal.      

                                                                                   Figure  2.  Seismic  line  illustrating  well  path  and  Top  Ekofisk  Fm.  Depth  Structure  (pre-­‐drill)         The  well  was  drilled  as  a  deviated  well  (to  avoid  shallow  gas  pockets)  to  a  depth  of  9,333     ft  MD  (8,609  ft  SS).       The  Orchid  discovery  is  a  4-­‐way  dip  closure  at  the  Ekofisk  Fm.  level.  A  total  of  700ft     TVD/MD  of  Chalk  section  was  drilled  to  TD,  the  top  375ft  of  which  having  porosities  in     excess  of  20%  and  two  zones  recording  porosities  in  excess  of  35%.  Significant  gas  peaks     were  recorded  while  drilling  between  8700-­‐8780  ft  MD  with  good  to  fair  oil  shows     recorded  within  the  high  porosity  zones  (8725-­‐8790  ft  MD  and  8900-­‐8940  ft  MD).  Evidence     exists  of  localised  fracture  networks  within  the  Chalk  reservoir  interval.  

6    

 

                                  Figure  3.  Well  29/1c-­‐9Z  petrophysical  interpretation  (Summit)    

                                Figure  4.  Well  29/1c-­‐9Z  FMI  and  MSIP  analysis  summary      

7    

  Overall  the  well  results  show  good  conformance  with  pre-­‐drill  Chalk  prognosis  and     geological  model.       The  Andrew  Sandstone    Member  is  very  poorly  developed  in  the  well  with  fluorescence  but     no  cut  recorded.  The  section  was  drilled  overbalanced  with  oil-­‐based  mud  and  this  may     have  suppressed  gas  shows.  Petrophysical  evaluation  revealed  an  absence  of  porosity  or     permeability  and  100%  water  saturation  is  assumed.    

                                                                Figure  5.  Well  29/1c-­‐9Z  Composite  Log  illustrating  hydrocarbon  shows  in  secondary     Palaeocene  target    

                                    Figure  6.  Top  Ekofisk  Depth  Structure  pre  and  post  drilling        

8    

                                    Figure  7.  Porosity  volume  comparison  before  and  after  drilling  Orchid           Post-­‐well  studies  included  the  following:         -­‐   recalibration  of  the  depth  conversion  (velocity  model  and  depth  maps)       -­‐   rock  physics  and  petrophysics       -­‐   recalibration  on  inversion  (petrophysics,  inversion  and  porosity               transform)       -­‐   petrophysics  (Chalk  reservoir  characterisation,  FMI,  MSIP  interpretation)       -­‐   update  of  geological  model  (petrel  static  model)  and  volumetrics    

 4     Prospectivity  Analysis  

  4.1  Orchid       The  well  records  a  50ft  oil  column  overlying  a  c.  235ft  transition  zone.  An  oil-­‐water-­‐contact     can  be  interpreted  between  c.  8730  ft  SS  and  8770  ft  SS  (mapped  spill).    

  With  respect  to  evaluation  of  the  Chalk  interval  penetrated,  critical  deficiencies  exist  in:      

-­‐ wireline  log  coverage  -­‐ pore  pressures’  data    -­‐ reservoir  cores    -­‐ reservoir  fluids’  and  flow-­‐assurance  data  

    These  deficiencies  cast  serious  uncertainty  over  the  petrophysical  evaluation  of  the  interval     and  hence  any  estimation  of  recoverable  oil  volumes.  This  is  exemplified  by  the  fact  that     petrophysical  interpretations  undertaken  by  Summit,  AGR  Tracs,  OPES  and  ERC  Equipoise     lack  basic  agreement  in  their  Chalk  interpretations.    

9    

  Well  operator  Summit  conclude  the  STOIIP  to  be  in  the  order  of  35  MMboe.             4.2  Additional  Prospectivity       Limited  additional  prospectivity  was  recognised  in  the  original  block  that  guided  the     end  of  Initial  term  relinquishment  with  the  retention  of  block  29/1c  containing  the  Orchid     discovery.  In  summary:       Tertiary  prospectivity    

-­‐ No  valid  leads  or  prospects  identified  -­‐ Amplitude  response  at  Tay  Fm.  level  (Aris)  interpreted  as  lithological  -­‐ Large  Forties  Fm.  fairway  on  block  but  proven  to  be  water  bearing  by  well  

29/1b-­‐2  -­‐ Maureen  Fm.  and  Andrew  Fm.  sands  are  poorly  imaged  on  seismic  data  

       

                                      Figure  8.  Amplitude  anomaly  illustrating  Eocene  lead  (Aris)       Deep  prospectivity    

-­‐ No  valid  leads  or  prospects  identified  at  Fulmar,  Pentland  or  Skagerrak  Formation  levels.  Two  very  small  4-­‐way  dip  closures  (Metis  and  Zeus)  mapped  at  Late  Jurassic  Fulmar  Sandstone  member  level  and  SP1  possible,  small  4  way  dip  closure  mapped  at  Triassic  Skagerrak  and  Fulmar  Sandstone  member  levels.  

10    

 -­‐ Depths  in  excess  of  16,000ft  with  development  of  significant  overpressure  

and  high  temperature  anticipated          

   

                          Figure  9.  Fulmar  Fm.  depth  structure  map  illustrating  Metis,  Zeus  and  SPL1  leads      

                          Figure  10.  Regional  seismic  line  illustrating  upside  play  concepts  

11    

5.     Clearance    

  Trap  Oil  Ltd  confirms  that  DECC  is  clear  to  publish  this  relinquishment  report.