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Il s’agira, entre autres, d’interpréter la sismique 3D déjà disponible et évaluer la cartographie de la zone d’intérêt, sans oublier de construire le modèle statistique du gisement. Le consultant devra aussi déterminer les volumes d’hydrocarbures en place prouvées, probables et possibles. Il sera en outre question d’étudier les scénarios de développement des hydrocarbures en place et proposer un scénario économique optimal de développement des réserves prouvées, en tenant compte des infrastructures existantes. La dernière mission consiste à estimer les réserves d’hydrocarbures récupérables et proposer des profils de production en fonction des scénarios maximum, médian et minimum. Ce champ a été découvert en 2001 par le puits offshore Coco Marine 1 foré par la société ConocoPhillips, qui ciblait un chenal rencontré à une profondeur de presque 2,5 kilomètres. Les tests réalisés avaient donné un débit de 3 000 barils par jour, de densité 34° API et un potentiel en gaz de 1,5 million de pieds cubes standard par jour. En 2005, le deuxième puits Coco Marine est foré à une profondeur totale 3,4 kilomètres. Bien que la présence d’indices d’hydrocarbures ait été détectée, le puits n’a pas été testé. Mais, les échantillons ont révélé une teneur en hydrocarbures liquides de densité 36-38°.
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En fait, la SNH avait jugé à cette époque-là que les ressources étaient insuffisantes pour justifier un développement. Elle se ravise aujourd’hui et demande cette évaluation indépendante qui devrait durer trois mois, afin de savoir définitivement dans quelles conditions exploiter ce gisement du bassin Douala-Kribi-Campo.
