أكدت Chevron اكتشاف النفط ومكثفات الغاز في بئر الاستكشاف 105-4X بالقطاع 0 قبالة أنغولا. حفرت شركتها التابعة Cabinda Gulf Oil Company Limited البئر في حوض الكونغو السفلي، ضمن برنامج يستند إلى بنية إنتاج قائمة.
واجهت البئر عموداً من النفط ومكثفات الغاز يزيد على 600 متر، أو 2,000 قدم، في مكمن Pinda الرئيسي. ووُصف أكثر من 90 متراً، أو 300 قدم، بأنه سماكة صافية ذات جودة ممتازة، بما يميز الجزء المنتج من كامل العمود الحامل للهيدروكربونات.
تؤكد القياسات وجود الهيدروكربونات وسماكة المكمن في موقع البئر، لكنها ليست تقديراً للاحتياطيات. لم يُعلن حجم قابل للاستخراج أو معدل اختبار تدفق أو ميزانية تطوير أو موافقة مشروع أو موعد أول إنتاج، لذلك ما زال الحجم التجاري يحتاج إلى تقييم.
سيخضع الاكتشاف لدراسة ربط محتمل بمنشآت Chevron القريبة. قد تؤدي إعادة استخدام المنصات والأنابيب وقدرة المعالجة إلى خفض الوقت وكثافة رأس المال مقارنة بتطوير مستقل، لكن الربط خيار قيد الدراسة وليس مشروعاً معتمداً.
تدير Cabinda Gulf Oil Company القطاع 0 بحصة عمل 39.2%. تمتلك Sonangol E&P نسبة 41% وTotalEnergies نسبة 10% وAzule Energy نسبة 9.8%؛ لذا تشمل القرارات الفنية والاستثمارية تحالفاً رغم أن شركة Chevron هي المشغل.
تنتج Chevron حالياً نحو 300 ألف برميل مكافئ نفط يومياً بصافي الحصة في أفريقيا جنوب الصحراء. يصف الرقم محفظتها الإقليمية القائمة ولا يمثل إنتاج 105-4X، الذي يبقى اكتشافاً استكشافياً بلا ملف إنتاج معلن.
وسعت الشركة أيضاً أصولها الإقليمية: دخلت PPL2000 وPPL2001 في نيجيريا، وحصلت على PPL2010 العميق، وثلاثة قطاعات في غينيا بيساو، وخمس رخص استطلاع في غينيا الاستوائية. وسجلت ثلاثة نجاحات قريبة في نيجيريا منذ أواخر 2024.
تخطط لمزيد من الآبار في أنغولا والمنطقة، ومنها Nabba-1X عالي الأثر في PEL90 بناميبيا قبل نهاية العام. ستعتمد قيمة 105-4X على نتائج التقييم والكميات القابلة للاستخراج وموافقة الشركاء واقتصاد الربط والوقت اللازم لتحويل الدليل الجوفي إلى إنتاج.