タンボランにとって大きな利益: シェナンドア南油井は強力な初期生産率を達成

オーストラリアのビータルー亜流域にあるタンボラン・リソーシズのシェナンドア・サウス 1H 井戸では、60 日間で 1 日あたり 303 万立方フィートという強力な平均初期生産量が得られます。この結果は、横方向が長い将来の開発井ではさらに高い 18.4 MMcf/d の井戸が得られる可能性があることを示唆しており、同社の初期開発計画を裏付けています。タンボラン社の流量試験は IP60 を超えて行われ、米国のマーセラス シェール盆地の中核地域に匹敵する流量で、ビータルー西部地域の商業的可能性を実証し続けています。タンボランはエンジニアリング研究を進めており、2024 年半ばの最終投資決定を目指しています。

Tamboran Resources Reports Robust Initial Production Rates from Shenandoah South Well

タンボラン・リソーシズ、シェナンドー南坑からの堅調な初期生産率を報告

Tamboran Resources Corporation (OTC: TBNRF, ASX: TBN) announced positive results from its Shenandoah South 1H (SS-1H) well in the Beetaloo Sub-basin of Australia's Northern Territory. The well delivered an encouraging average initial production (IP60) flow rate of 3.03 million cubic feet per day (MMcf/d) over the bottom 501 meters (1,644-foot) of its stimulated lateral section. Normalized to a standard 3,281-foot (1,000 meters) lateral length, the flow rate equates to approximately 6.0 MMcf/d.

タンボラン・リソーシズ・コーポレーション (OTC: TBNRF、ASX: TBN) は、オーストラリアのノーザンテリトリーのビータルー亜流域にあるシェナンドー・サウス 1H (SS-1H) 油井からの良好な結果を発表しました。この坑井は、刺激された側断面の底部 501 メートル (1,644 フィート) にわたって、1 日あたり 303 万立方フィート (MMcf/d) という心強い平均初期生産量 (IP60) 流量を実現しました。標準的な 3,281 フィート (1,000 メートル) の横長に正規化すると、流量は約 6.0 MMcf/d に相当します。

These findings indicate that future development wells with extended lateral lengths of 10,000 feet could potentially yield average flow rates in excess of 18.4 MMcf/d within the first 60 days of production.

これらの発見は、横方向の長さが 10,000 フィートに延長された将来の開発坑井では、生産開始から最初の 60 日以内に 18.4 MMcf/d を超える平均流量が得られる可能性があることを示しています。

Supporting Initial Development

初期開発のサポート

"The SS-1H well continues to display a steady, low declining production curve while maintaining its downhole pressure," said Joel Riddle, Managing Director and CEO of Tamboran. "This suggests the well has access to a robust reservoir with a strong pressure regime in the Shenandoah South area, supporting initial development plans in the region."

タンボラン社のマネージングディレクター兼最高経営責任者（CEO）のジョエル・リドル氏は、「SS-1H坑井は、ダウンホール圧力を維持しながら、安定した低い生産量低下曲線を示し続けている」と述べた。 「これは、この井戸がシェナンドー南部地域の強力な圧力体制を持つ堅牢な貯水池にアクセスできることを示唆しており、この地域の初期開発計画を裏付けています。」

The flow testing was conducted after the installment of production tubing and a three-week soaking period that allowed the formation to absorb water used during the stimulation process. This soaking aims to enhance the gas permeability and future production performance of the formation.

流動試験は、生産チューブを設置し、刺激プロセス中に使用された水を地層に吸収させる 3 週間の浸漬期間後に実施されました。この浸漬は、地層のガス透過性と将来の生産パフォーマンスを向上させることを目的としています。

Testing Progress

テストの進捗状況

The initial drawdown period from January 25 to February 8, 2024 (approximately 13.3 days), witnessed the gradual opening of the choke from 16/64" to 40/64", resulting in gas rates ranging from 12.9 to 3.0 MMcf/d. Over this period, the average flow rate was 3.5 MMcf/d, with cumulative production reaching 46.2 MMcf. Flowing wellhead pressures declined from 4,611 psi to 792 psi.

2024 年 1 月 25 日から 2 月 8 日までの最初のドローダウン期間 (約 13.3 日) では、チョークが 16/64 インチから 40/64 インチまで徐々に開き、ガス流量は 12.9 から 3.0 MMcf/d の範囲になりました。この期間の平均流量は 3.5 MMcf/日で、累積生産量は 46.2 MMcf に達しました。流動坑口圧力は 4,611 psi から 792 psi に低下しました。

During the subsequent continuous flowing period from February 8 to 24 (approximately 16.7 days), the choke was maintained at 43/64" at the start, leading to gas rates between 3.3 and 2.9 MMcf/d. The average flow rate for this period was approximately 3.0 MMcf/d, with cumulative production totaling 50.3 MMcf. Flowing wellhead pressures further declined from 792 to 578 psi.

その後の 2 月 8 日から 24 日までの連続流動期間 (約 16.7 日) では、チョークは開始時に 43/64" に維持され、ガス流量は 3.3 ～ 2.9 MMcf/d になりました。この期間の平均流量は次のとおりです。約 3.0 MMcf/日、累計生産量は 50.3 MMcf となり、坑口の流動圧力は 792 psi から 578 psi にさらに低下しました。

The extended continuous flowing period from February 25 to March 25 (30 days) involved maintaining the choke at 3/64". Gas rates during this period ranged from 2.9 to 2.76 MMcf/d, averaging 2.83 MMcf/d. Flowing wellhead pressures gradually decreased from 578 to 530 psi.

2 月 25 日から 3 月 25 日（30 日間）までの延長された連続流動期間には、チョークを 3/64 インチに維持することが含まれていました。この期間中のガス流量は 2.9 ～ 2.76 MMcf/d の範囲で、平均 2.83 MMcf/d でした。流動坑口圧力は徐々に低下しました。 578から530 psiまで。

Commercial Potential

商業的な可能性

Tamboran's encouraging results continue to underscore the potential of the Beetaloo West region, particularly the one million acres below 8,850 feet (true vertical depth).

タンボランの有望な結果は、ビータルー西部地域、特に水深 8,850 フィート (真の垂直深さ) より下の 100 万エーカーの潜在力を引き続き強調しています。

"These flow rates continue to mirror average production rates observed in core regions of the Marcellus Shale basin in the United States," Riddle said. "This provides us with confidence that these formations have the capacity to deliver commercial quantities of gas, offering the potential to enhance energy security for the Northern Territory and East Coast Australian gas markets."

「これらの流量は、米国のマーセラス・シェール盆地の中核地域で観察された平均生産量を反映し続けている」とリドル氏は述べた。 「これにより、これらの層は商用量のガスを供給する能力があり、ノーザンテリトリーとオーストラリア東海岸のガス市場のエネルギー安全保障を強化する可能性を提供できるという自信が得られます。」

Tamboran intends to continue flow testing until IP90, which is expected to be announced in late April 2024. The company is also progressing Front-End Engineering and Design (FEED) studies for the proposed Shenandoah South Pilot Project and anticipates making a Final Investment Decision (FID) by mid-2024, subject to funding and stakeholder approvals.

タンボランは、2024 年 4 月下旬に発表される予定の IP90 まで流量試験を継続する予定です。同社はまた、提案されているシェナンドア南パイロット プロジェクトのフロントエンド エンジニアリングおよび設計 (FEED) 研究も進めており、最終的な投資決定を下す予定です ( FID) は 2024 年半ばまでに、資金調達と利害関係者の承認が条件となります。