Bengal Energy Ltd. a annoncé l'achèvement de son plan de maturation et de développement des ressources ("plan") pour la zone commerciale potentielle ("PCA") 332 de Tookoonooka ("PCA 332"). La PCA 332, dans laquelle Bengal détient une participation directe de 100 %, couvre une zone de prospection de 343 km et a été accordée pour une durée de 15 ans à compter du 30 janvier 2023. Le plan comprend jusqu'à 15 prospects indépendants à horizons multiples situés dans l'APC 332, y compris l'opportunité pétrolière Tigris-1 ("Tigris-1").

La société estime que le succès du forage de Tigris-1 permettrait à Bengal de poursuivre un programme de développement de plusieurs puits, ainsi que de soutenir l'évaluation par Bengal d'autres opportunités sur PCA 332. La société a identifié des découvertes analogues dans les champs de Tintaburra et de Toobunyah, à environ 25 km à l'est de la concession de Tookoonooka, avec des taux de production compris entre 1 000 et 1 500 barils de pétrole par jour ("bopd") dans les zones de Hutton et entre 200 et 500 bopd dans les zones de Wyandra. L'infrastructure de vente de pétrole entièrement payée et installée dans l'APC 332 permet une sortie immédiate par camion en cas de forage réussi grâce à un accord de vente et de transport avec Inland Oil Refinery (?IOR ?) situé à moins de 62 km par une route à revêtement dur.

L'exécution du plan et l'exploration et le développement de l'un ou l'autre des prospects inclus dans le plan, y compris Tigris-1, sont subordonnés à l'obtention par la société d'un financement adéquat et à des conditions acceptables pour elle. À ce jour, ce financement n'a pas été obtenu ; toutefois, la société recherche activement des partenariats d'exploitation potentiels avec des acteurs industriels tiers et d'autres accords de financement à cet égard. La société s'est vu accorder l'APC 332 d'une durée de 15 ans, avec une date d'entrée en vigueur au 30 janvier 2023, pour le champ de 343 km de Tookoonooka, situé dans la province pétrolière de Southeast Cooper, dans le Queensland, en Australie.

La société a réalisé une étude sismique 3D sur 218 km, soit 64 % du PCA 332, en 2013/2014, qui a permis d'identifier 15 prospects indépendants multi-horizons situés dans les zones suivantes : (a) Grès de Hutton ; (b) Les 15 prospects indépendants multi-horizons à fort impact inclus dans le plan ont été identifiés dans le rapport indépendant d'évaluation des ressources en pétrole et en gaz naturel de la société préparé par ERC Equipoise, Perth (" ERCE "), daté du 30 mars 2022 (le " rapport sur les ressources "). Le rapport sur les ressources présente les ressources prospectives de 1U : "Faible" (3,2 millions de barils). (3,2 millions de barils), 2U : "Best" (10,6 millions de barils).

(10,6 millions de barils) et 3U : "High" (37,1 millions de barils). (37,1 millions de barils) pour l'ATP 732 (désormais PCA 332). Opportunité pétrolière Tigris-1 prête à être forée L'opportunité pétrolière Tigris-1 est incluse dans le plan pour Tookoonooka.

Tigris-1 se trouve à un endroit où, selon la société, il est possible de tester plusieurs cibles de réservoirs, sur la base de la sismique 3D, dans une position proche de la crête dans le grès de Wyandra, la formation de Birkhead et le grès de Hutton. Selon Bengal, l'indice de pétrole Caracal-1 (52 degrés API) soutient la migration depuis le nord-ouest à travers le prospect Tigris. En outre, les roches mères permiennes affleurent la structure identifiée en 3D, ce qui, selon Bengal, permet une charge directe dans les réservoirs avec, en cas de succès, la possibilité de rechercher plusieurs emplacements de décalage par rapport à Tigris-1. Prochaines étapes potentielles du projet Si le forage de Tigris-1 est entrepris, que ce soit par la société directement (après l'obtention du financement) ou par un partenaire d'exploitation, et conduit à un puits capable de produire des volumes commerciaux de pétrole brut, la société devrait alors être en mesure de commencer un test de production à long terme, la production de ce test de production à long terme devant être vendue par la société dans le cadre de son accord d'achat et de transport existant avec IOR.

Si le puits Tigris-1 est foré et capable de produire commercialement, après le test de production à long terme, la société s'attend à pouvoir demander une licence pétrolière (une "PL") qui, si elle est accordée, sécurisera la zone pour une période allant jusqu'à 30 ans. Le rapport sur les ressources Le rapport sur les ressources est daté du 30 mars 2022 avec une date d'entrée en vigueur du 20 mars 2023 et a été préparé par ERCE, un cabinet de conseil indépendant spécialisé dans l'évaluation géoscientifique, l'ingénierie et l'évaluation économique, que la Société a engagé pour évaluer les ressources pétrolières et gazières éventuelles et prospectives de la Société dans ses concessions de licence du bassin de Cooper dans le Queensland, en Australie, en particulier dans l'ATP 732 (maintenant PCA 332) et également dans l'ATP 934, PL 188, PL 1110, PL 1109, et PL 411 (collectivement, les " ?Propriétés de ressources ?) Des ressources prospectives (non découvertes) ont été attribuées aux formations Wyandra, Hutton et Murta dans l'ATP 732 (aujourd'hui PCA 332).

En ce qui concerne ces ressources prospectives, la société ne dispose pas actuellement d'informations suffisantes pour établir un plan de développement. La société s'attend à ce que les coûts totaux nécessaires pour parvenir à une production commerciale soient importants, mais elle n'est pas en mesure de déterminer le calendrier du projet ou les technologies de récupération à utiliser à l'heure actuelle. Si le forage de Tigris-1 est entrepris, que ce soit par la société directement (après l'obtention du financement) ou par un partenaire d'exploitation, et qu'il débouche sur un puits capable de produire des volumes commerciaux de pétrole brut, la société s'attend à préparer une étude de pré-développement comprenant une estimation des coûts, des délais et des technologies de récupération.