کتاب اسناد لانه جاسوسی آمریکا

امیدوارکننده می باشد. امکان پیدایش ذخایر دید نفتی در خارج از این منطقه بسیار کم است، لیکن در

طول فلات قاره شیلی و به خصوص در مناطق جنوبی والپاریاسو(1)مطالعات لرزه نگاری در حال انجاماست.

تواناییها و محدودیتها

با وجود صلاحیت شرکت نفت دولتی شیلی(2)، این شرکت از تکنولوژی پیشرفته جهت بهره برداری کامل تنگه و سرمایه و نیروی انسانی لازم جهت انجام اکتشافات گسترده در فلات قاره برخوردار

نیست. با درک این مطلب، شرکت نفت دولتی شیلی با مؤسسه سانتافه(3)قراردادی امضاء کرد تا براساس آن چند سکوی حفاری خارج از خشکی دیگر در سال 1976 تحویل گیرد. سانتیاگو در یک

حرکت دیگر به منظور بالا بردن فعالیت بخش نفتی خود، به اخراج 50 ساله شرکتهای خارجی در

رابطه با اکتشاف و تولید نفتی پایان داد. با این وصف شرایط قراردادهای شیلی آن چنان دشوار است

که نمی تواند موجب ترغیب شرکتهای خارجی گردد. به طور مثال، براساس همین قراردادها شرکتهای

بین المللی همچنان حق ندارند در مناطق نسبتا نویدبخش تنگه به کار مشغول شوند. کاهش مستمر

تولید نفت خام سبب شد که سانتیاگو در جنبه های مالی قراردادهای پیشنهادی، جرح و تعدیلی پدید

آورد، لیکن تاکنون فقط کمپانی آرکو(4)به فعالیت در شیلی رغبت نشان داده است.

دورنما

به نظر ما تقاضای شیلی در زمینه نفت وارداتی حداقل تا 5 سال آینده کاهش اندکی خواهد داشت.

با وجود اینکه ذخایر گازخیز واقعا دست نخورده باقی مانده اند، ولی پیشرفت کارخانه پیشنهادی گاز

طبیعی مایع مدتی به تعویق افتاده است و تکمیل آن تا قبل از اوایل سالهای 1980 محتمل نمی باشد.

تولید از ذخایر جدید نفت خام تنگه ماژلان نیز احتمالاً خواهد توانست بازده کنونی را تا سال 1990

دو برابر و به سطح 50000 بشکه در روز برساند.

گواتمالا و بلیز

گواتمالا و بلیز

پس از 25 سال اقدامات اکتشافی فاقد موفقیت، گواتمالا در سال 1973 منابع نفتی تجاری خود را

در مجاورت مرز مکزیک کشف نمود. با وجود غیر قطعی بودن میزان منابع، تجزیه و تحلیل مقدماتی

حاکی از وجود ذخایری با حداقل 27 میلیون بشکه نفت است که البته در مقایسه با استانداردهای

جهانی بسیار کوچک است ولی مهمترین منابع نفتی در امریکای مرکزی به حساب می آیند. به علت

دورافتادگی ذخایر و عدم جذابیت سیاستهای نفتی گواتمالا پیشرفت چندانی صورت نگرفته است.

علیرغم افزایش فعالیتهای اکتشافی که به دنبال کشفیات و تحقیقات مثبت لرزه نگاری گواتمالا صورت

1- Valparaiso. 2- Chile. 3- Santa Fe. 4- Arco.

گرفته، بلیز هنوز نتوانسته است به ذخایر نفتی تجاری دست یابد.

چشم انداز زمین شناسی

کشف اخیر در گواتمالا در حوزه روبل سانتو(1)در منطقه پتن(2)واقع شده است. (به نقشه صفحه 2نگاه کنید).(3)این منابع در حوزه کرتانوس کوبان(4)قرار گرفته و مجاور و مشابه با ساختار

زمین شناسی حوزه رفورما در جنوب شرقی مکزیک می باشد. آزمایشهای مفصل لرزه نگاری و

زمین شناسی 37 ساختار را نشان داده که 10 ساختار آن دارای اهمیت بسیاری می باشد. نفت مکشوفه

دارای APIبین 23 تا 32 درجه و مقدار گوگرد آن زیاد و 3 تا 4 درصد می باشد. علیرغم عمق متوسط

2300 متری و ساختار باز تشکیلات زمین شناسی، عملیات حفاری پرخرج و مشکل بوده است و

علت اصلی آن نیز وجود مقادیر بسیاری زیادی از سولفید هیدروژن و دی اکسید گوگرد می باشد.

کنسرسیوم متشکل از بیسیک ریسوسز اینترنشنال(5)و شناندو اویل(6)احداث حداقل چهار حلقه چاهمولد نفت را در حوزه روبل سانتو به پایان رسانیده که میزان بازدهی آزمایشی هر یک بین 1000 تا

3000 بشکه در روز متغیر بوده است. با این وجود تولید کل حوزه محدود به 3000 بشکه در روز

بوده و علت آن نیز مشکلات موجود در زمینه حمل و نقل است. احداث یک خط لوله 12 اینچی 190

کیلومتری از حوزه روبل سانتو به پالایشگاه و بندر پوئرتوباریوس(7)قرار است در اواسط سال 1978به پایان برسد. این خط لوله 33 میلیون دلار که توسط یک شرکت فرانسوی به نام آنترپوزاسا(8)احداثمی شود تولید را به سطح 15000 بشکه در روز خواهد رسانید.

گواتمالا همچنین در مناطق خارج از خشکی خلیج هندوراس به عملیات اکتشافی مبادرت

می ورزد. سنترام زامورا(9)تنها کمپانی نفتی دیگری که در گواتمالا فعالیت می کند تا اعماق 1800 متریحفاری نمود لیکن نتایج مثبتی بدست نیاورد. ظاهرا در تلاشی برای دسترسی به تشکیلات

زمین شناسی چاه دیگری در اعماق 3050 تا 3350 متری حفر گردید لیکن این امر نیز نتیجه ای ببار

نیاورد.

به دنبال کشفیات گواتمالا در سالهای اخیر، بلیز تحقیقات نفتی خود را از بخش شمالی به جنوب

کشور تغییر داد. در ماه اوت سال 1976، اکسون بخش اعظم سهم اشتراک در 9 منطقه اکتشافی عمدتا

در خارج از خشکی شمال بلیز را خریداری کرد و موافقت نمود تا اواسط سال 1977 اقدامات

اکتشافی گسترده ای به عمل آورد. اکسون پس از آن یک چاه اکتشافی تا اعماق 4000 متری خلیج

1- Rubelsanto. 2- Peten. 3- منظور صفحه 21 اسناد انگلیسی است که درCD شماره 7 موجود است. 4- Cretaceous Coban. 5- Basic Resources international. 6- Shenandoah oil. 7- Puerto Barrios. 8- Entrepose Sa. 9- Centram - Zamora.

هندوراس حفر نمود لیکن ظاهرا به نفت دست نیافت. در اواسط سال 1977، اکسون به حفر یک چاه

اکتشافی دیگر خارج از خشکی تا عمق 3660 متری مبادرت ورزید.

تواناییها و محدودیت ها

در اوایل سال 1976 گواتمالا یک قانون نفتی را تصویب کرد که بر اساس آن انعقاد قراردادهای

خدماتی با کمپانیهای نفتی خارجی مجاز شناخته شد. این مقررات خواستار تقسیم درآمدهای حاصل

از تولید به نسبت 51 به 49 درصد به نفع دولت است و مبلغ یک میلیون دلار پاداش انعقاد برای هر

امتیاز درنظر می گیرد. دولت ممکن است سهم خود را یا به صورت تولید و یا به صورت نقدی دریافت

نماید، لیکن در هر دو صورت سهم دولت شامل اعتبار مالیاتی پیمانکار می باشد. کشور به 28 بخش

تجسسی 200000 هکتاری تقسیم شده است که در مورد هر یک از آنها یک برنامه اکتشافی پنج ساله

و شرایط تولید بیست ساله در نظر گرفته شده است.

قانون جدید گواتمالا مشوق چندانی برای جلب کمپانیهای عظیم نفتی خارجی که سرمایه، تجربه و

تکنولوژی لازم جهت موفقیت برنامه نفتی کشور را در اختیار دارند به حساب نمی آید. چند کمپانی به

دلیل قانون مذکور و پیچیدگی های مذاکرات دولتی درخواست خود در رابطه با انجام عملیات اکتشافی

را پس گرفته اند. این وضع سبب شده است که تنها دو کمپانی در گواتمالا به فعالیت مشغول باشند که

فقط یکی از آنها یعنی سنترام زامورا ظاهرا نسبت به انجام اکتشافات گسترده تعهد محدودی دارد.

به علت بهبودی دورنمای دست یافتن به نفت که به دنبال اکتشافات گواتمالا به وجود آمده، بلیز با

احتیاط بیشتری حرکت می کند. دولت قوانین نفتی را مورد بررسی قرار داده تا سهم بیشتری از

اکتشافات جدید را نصیب خود سازد و سعی دارد یک واحد تحقیقاتی برای مشاوره در مورد

موضوعات ثبتی به وجود بیاورد. به دلیل اینکه بلیز فاقد منابع تخصصی و مالی لازم است، جهت

اجرای برنامه های اکتشافی خود بایستی به کمپانی های نفتی خارجی متکی باشد. با این وصف با توجه

به این حقیقت که منابع بالقوه مهم در منطقه مورد اختلاف بین بلیز و گواتمالا واقع شده است اکثر

کمپانیها به فعالیت در این منطقه رغبت چندانی نشان نداده اند.

دورنما

گواتمالا اخیرا به صورت اولین کشور تولید کننده نفت امریکای مرکزی درآمده است. اکتشافات

در حوزه روبل سانتو(1)و پایان احداث خط لوله احتمالاً تولید در سال 1978 را تا سطح 15000بشکه در روز بالا خواهد برد. علی رغم دورنمای نویدبخش زمین شناسی، سرعت گسترش و اکتشاف

بیشتر بستگی به توانایی دولت در جلب مشارکت کمپانیهای خارجی دارد. در مورد بلیز، مناقشات

ارضی با گواتمالا و فقدان موفقیت همچنان مانع از ادامه اکتشافات بیشتر خواهد شد. اگر اختلافات

مرزی را بتوان حل کرد، بلیز با توجه به آگاهی در مورد ساختار زمین شناسی آن به احتمال زیاد

فرصت دستیابی بیشتری به منابع قابل بهره برداری تجاری را خواهد داشت. با این وصف، میزان نفت

حاصله احتمالاً کم خواهد بود.

پاراگوئه

1- Todos Los Santos.

پاراگوئه و اوروگوئه

پاراگوئه علیرغم سالها جستجو به منابع نفت دارای قابلیت تجاری دست نیافته است. فعالیتهای

اکتشافی در منطقه چاکو(1)در بخش غربی رودخانه پاراگوئه(2)که دارای بافتهای زمین شناسی مناسباست متمرکز می باشد. از پنج حوضچه رسوبی این منطقه دو حوضچه به نام کاراندیتی(3)و پی ریتی(4)بهحوضچه های مورد بهره برداری بولیوی و آرژانتین که قبلاً مورد بهره برداری قرار گرفته اند می رسند (به

نقشه صفحه 16 نگاه کنید.)(5)عملیات اکتشافی گرانچاکو(6)که عمدتا در حوضچه کاراندیتی و در

سالهای 1940 آغاز شده، تاکنون بدون موفقیت ادامه داشته است.

پاراگوئه فعالانه کمپانیهای نفتی خارجی را به اکتشاف در این کشور دعوت می کند. قوانین نفتی آن

نیز مانند برخورد آن با سرمایه های خارجی سخاوتمندانه است. گرچه زیربنای (صنعت نفت م) آن

عمدتا عقب مانده است، ولی با توجه به شرایط ارضی مناسب آن کمبودهای این (صنعت م) نمی تواند

مانع توسعه باشد. جو سرمایه گذاری آزادانه، فقدان محدودیتهای فیزیکی، و وجود نفت در بولیوی و

آرژانتین سبب جلب همکاری کمپانیها در پاراگوئه شده است. سه گروه با نامهای تکساکو پاراگوئه(7)،چاکواکسپلوراسیون(8)و اسوآمین اویل(9)در نظر دارند در سال جاری پنج یا شش حلقه چاه حفر نمایند.

اوروگوئه

اوروگوئه

اوروگوئه هیچ تولید نفتی ندارد و دورنمای زمین شناسی آن از نظر توسعه پایه ذخایر نفتی ضعیف

است. با وجود اینکه مطالعات لرزه نگاری احتمال وجود منابع نفتی دارای قابلیت تجاری را در

حوضچه سالادو(10)در دهانه رود پلاته(11)(بین آرژانتین و اوروگوئه) نشان می دهد، لیکن دو حلقه چاهحفر شده توسط کمپانی شوران(12)در سال گذشته به نفت نرسید. (به نقشه صفحه 6 نگاه کنید).(13)اکتشافنیز بستگی به حفر چاههای قراردادی توسط کمپانیهای خارجی دارد، زیرا شرکت نفت دولتی،

تکنولوژی و سرمایه کافی را در اختیار ندارد. عدم علاقه از جانب کمپانیهای بزرگ نفتی، اوروگوئه را

در رابطه با برنامه های کوچک داخل خشکی به شرکتهای امریکای لاتین متکی ساخته است، زیرا

نسبت به حفاری در خارج از خشکی به تکنولوژی پیچیده ای نیاز ندارد.

جنوب شرق آسیا

1- Chaco. 2- Paraguay River. 3- Caran daity. 4- Pirity. 5- منظور صفحه 23 اسناد انگلیسی است که درCD شماره 7 موجود است. 6- Gran chaco. 7- Texaco paraguay 8- Chaco Exploration. 9- Esso - Aminoil. 10- Salado 11- River plate. 12- Chevron. 13- منظور صفحه 23 اسناد انگلیسی است که درCD -شماره 7 موجود است.

جنوب شرق آسیا

مناسب ترین دورنما در مورد افزایش تولید نفت آسیایی در فلات قاره هند، مناطق داخل و خارج

از خشکی برمه، و تشکیلات زمین شناسی متعددی که اندونزی، مالزی و برونئی در حال حاضر از آنها

نفت خام استخراج می نمایند، متمرکز می باشد. مطالعات زمین شناسی که تا به حال انجام شده حاکی از

آن است که بجای نفت، گاز طبیعی مهمترین بخش توسعه انرژی هیدروکربن پاکستان، بنگلادش و

تایلند را تشکیل خواهد داد. عملیات اکتشافی در فلات قاره کره جنوبی تا ویتنام تقریبا آغاز شده، و

دورنمای وجود گاز و نفت هنوز مشخص نشده است. اکثر دولتهای منطقه نسبت به کمپانیهای خارجی

به نحو معقولی دوستانه می باشند. هزینه های زیاد و اختلافات ارضی متعدد مهمترین موانع در راه

عملیات اکتشافی به شمار می آیند.

اندونزی

اندونزی

اندونزی که دارای ذخایر قطعی و احتمالی 14 میلیارد بشکه می باشد، باید بتواند حداقل تا اواسط

سال 1980 تولید نفت خود را بالا ببرد. تولید رو به نزول حوزه های قدیمی تر سوماترا(1)در حال تثبیت می باشد و مقدار بازده حتی ممکن است به مدت چند سال افزایش داشته باشد. بازده حوزه های خارج

از خشکی، در نقاطی که چشم انداز زمین شناسی آن نویدبخش است، بایستی سیر صعودی را در پیش

گیرد. علیرغم کاهش اخیر اکتشافات در مناطق خارج از خشکی جدیدتر، حفاریهای گسترشی ادامه

یافته و رشد اساسی چندان از بین نرفته است. دولت در سال گذشته بعضی از شرایط سختی را که از

طریق قراردادها بر کمپانی های خارجی تحمیل می شد تغییر داد و موجبات تجدید حیات اکتشافات را

پدید آورد.

چشم انداز زمین شناسی

اندونزی از سالهای 1890 تاکنون یک کشور تولید کننده نفت به حساب می آمد، لیکن تا سال

1967 کمپانیهای نفتی خارجی اکتشافات گسترده خود را در این کشور آغاز نکرده بودند. پرتامینا(2)،شرکت نفت دولتی، مسئولیت تمام جنبه های گسترش، پالایش، و بازاریابی نفتی را به عهده دارد.

کمپانیهای خارجی به عنوان طرف قرارداد پرتامینا محدود به انجام عملیات اولیه، از قبیل اکتشاف و

تولید نفت خام و یا گاز می باشند و سهم معینی از بازده را دریافت می کنند تا سرمایه گذاری و منافع

خود را تأمین نمایند. بیش از 30 کمپانی فعالانه در حدود 50 منطقه داخل و خارج از خشکی به کار

مشغول هستند. حوزه های نفتی اندونزی در سرتاسر جزائر آن پراکنده است، و مهمترین مناطق تولیدی

در سوماترا، جاوه(3)، کالیمانتان شرقی(4)و ایریان غربی(5)واقع شده است. گرچه بیش از نیمی از تولید

1- Sumatra. 2- Pertamina. 3- Java 4- East Kalimantan. 5- West Irian.

کنونی از حوزه های داخل خشکی قدیمی تر تأمین می گردد، ولی افزایش تولید در آینده از طریق

حوزه های مکشوفه جدید خارج از خشکی بدست خواهد آمد. حوزه های نفتی دیوری(1)و میناس(2)درسوماترای مرکزی بزرگترین منابع نفتی است که تاکنون کشف شده اند. این حوزه ها و حوزه های مجاور

که از اوایل سالهای 1940 تاکنون توسط کمپانی کالتکس(3)توسعه یافته اند، سال گذشته 56 درصد کل

تولید نفت خام اندونزی را تأمین کرده اند (5/1 میلیون بشکه در روز). مناطق تولیدی کالتکس دارای

تفاوت ژئوگرمایی بالایی بوده و ذخایر شنی آن بر روی لایه ای از سنگ های گرانیت قرار گرفته که

امکان حفاری عمیق را غیرممکن می سازد.

تولید کالتکس علیرغم مشکلات مربوط به فشار ذخایر در دو حوزه اصلی، بزودی دچار کاهش

بسیار سریع نخواهد شد. ارزیابی های معتبر نشان می دهد که ذخایر قطعی و احتمالی این حوزه ها بین

6 تا 8 میلیارد بشکه می باشد. برنامه اکتشافی فعال این کمپانی در مناطق مجاور سوماترا شامل تداوم

دستیابی به منابع نفتی نسبتا کوچک می باشد. در حدود 20 کشف جدید در سالهای 1975 و 1976

صورت گرفته است که اکثر آنها هنوز به مناطق فعلی دارای تجهیزات جمع آوری مرتبط نشده اند.

حفاریهای گسترشی کالتکس تقریبا یک سوم عملیات این گونه ای اندونزی را در هر سال شامل

می گردد. انتظار می رود تولید کالتکس در آینده نزدیکی با در نظر گرفتن پیشرفت تلاشهای بازیابی

ثانی و ثالث، به طور معتدل افزایش یابد و زمانی در سالهای 1980 سیر نزولی ثابتی را در پیش گیرد.

پرتامینا و استانواک(4)، در منطقه سوماترا بر روی منابع کوچک بسیاری که در حال اضمحلالهستند کار می کنند. با این وجود توسعه و اکتشافات بیشتر ادامه دارد و علائم اندکی حاکی از آن است

که این روند تغییر خواهد کرد. عملیات پرتامینا در جاوه و کالیمانتان شرقی دارای دورنمای توسعه

بیشتری است لیکن به علت فقدان مدیریت تهاجمی و جسارت آمیز پیشرفت چندانی حاصل نشده

است. تسورو(5)یک کمپانی ثالث بر اساس یک قرارداد ویژه با پرتامینا مشغول توسعه و تولید از دوحوزه قدیمی اندونزی است. تسورو هنوز هم از حوزه های سانگا سانگا و تاراکان در حدود

130000 بشکه نفت در روز تولید می کند، در حالی که هر یک از آنها به ترتیب به مدت 84 و 71

سال مورد بهره برداری قرار داشته اند.

با آغاز خرید و اعطای مناطق اجاره ای در سال 1967، قراردادهای آشتراک در تولید بخش اعظم

رشد صنعت نفت اندونزی را پدید آورده اند. اکثر این مناطق اجاره ای در خارج از خشکی و یا مناطق

دور افتاده جنگل واقع شده که پرتامینا تا به حال به علت فقدان تکنولوژی و سرمایه لازم از آنها

اجتناب ورزیده است. بازده نفت خام توسط پیمانکاران در سال 1971 که معادل 12000 بشکه در

روز بود تا سال 1973 با افزایش تولید کالتکس به سطح 210000 بشکه در روز رسید، و در سال

گذشته نیز تا سطح 540000 بشکه در روز بالا رفت. در واقع تمام افزایش تولیدات نفتی اندونزی در

1- Duri. 2- Minas. 3- Caltex. 4- Stanvac. 5- Tesoro.

آینده از طریق پیمانکاران سهیم در تولید تأمین می گردد.

تا به حال یافته های نویدبخش در خارج از ساحل شمالی جاوه (حوزه آردوژونای آرکو(1)، وحوزه سیتای ناتوماس(2)) در داخل و خارج از سال کالیمانتان شرقی (حوزه آتاکامی یونیون ژاپکس(3)،

حوزه های هاندیل و بکاپای توتال(4)اندونزی) و منطقه ایریان جایا(5)(حوزه های والیوو کاسیمپترومرترند(6)) واقع شده است. مناطق تولیدی این بخش ها در بافتهای میوسن(7)بوده و عمیق تر ازحوزه های تولیدی قدیمتر می باشد و بین 1520 تا 3050 متر در نوسان است. حفاریهای خارج از

خشکی معمولاً در اعماق 45 تا 90 متری صورت می گیرد. علاوه بر نفت، کشفیات گاز طبیعی در نوع

خود در آسیای جنوب شرقی بزرگترین می باشد.

به دلیل اندازه های عمدتا کوچک منابع اندونزی، سرمایه گذاریهای سنگین مستمر در زمینه حفاری

ضرورت دارد. منابعی که در سالهای اخیر کشف شده بین 50 تا 200 میلیون بشکه نفت را در بر

می گیرند. معذالک میزان اکتشافات بسیار چشمگیر است. در چهار سال گذشته نسبت متوسط میزان

اکتشافات به حفاری اکتشافی نفت 22 درصد بوده است.در این رابطه اگر بخواهیم گاز و نفت را با هم

درنظر بگیریم این متوسط به 31 درصد نیز می رسد. حفاریهای گسترشی برای نفت نسبت موفقیت را به

80 درصد رسانیده است. برنامه کلی حفاری در این چهار سال به طور متوسط سالانه بیش از 200

چاه تولیدی جدید را وارد زنجیره تولید نموده است. با در نظر گرفتن این سوابق و این واقعیت که کمتر

از بیست درصد بافت نفتی کشور مورد اکتشاف قرار گرفته، اگر سطح مناسب سرمایه گذاری حفظ شود

افزایش مستمر تولید نفت امری قطعی خواهد بود.

تواناییها و محدودیت ها

بدون سرمایه گذاریهای سنگین خارجی گسترش نفتی اندونزی امکان پذیر نخواهد بود. عملیات

پرتامینا با وجود اینکه مشتمل بر تمام محدوده فعالیتهای نفتی می باشد ضعیف ترین بخش آن در رابطه

با اکتشاف و گسترش است. «اندونزیایی کردن »(8)عملیات نفتی خارجی تنها در سطح کارهای عادیاز قبیل تأمین کارگرهای رده پایین ماشین آلات حفاری و یا نظاره بر تسهیلات ذخیره سازی انجام

شده است. امید دولت در مورد نقش مسلط پرتامینا در افزایش منابع نفتی مدتها قبل از بین رفته است.

در حقیقت، پرتامینا اخیرا چند منطقه نویدبخش خود را در اختیار کمپانیهای خارجی و یا

سرمایه گذاران مشترک قرار داده است.

تا سال گذشته روابط بین دولت و کمپانیهای خارجی از هماهنگی نسبی برخوردار بود. بحران

1- Arco's Ardjuna. 2- Natomas' cinta. 3- Union - japex,s Attaka, 4- Total indonesie,s Handil and Bekapai. 5- Irian jaya. 6- Petromer Trend,s Walio and kasim Fields. 7- Miocene 8- Indonesianization.

مالی سال 1975 پرتامینا، به دنبال تعویض کلی پاسدار دیرین و جانشین به اصطلاح «تکنوکرات» به

سطوح بالاتر سلسله مراتب دولتی وضع را تغییر داد. دولت تحت رهبریت جدید در اواسط سال

1976 در مورد منافع کمپانی نفتی خارجی و نرخ بازیابی هزینه ها تجدیدنظر عمده ای را انجام داد.

کمپانیها نیز این امر را تخلف از قرارداد دانسته و برنامه های اکتشافی خود را به سرعت متوقف

ساختند. در میان پیشگویی های مربوط به سقوط صنعت نفت اندونزی، در اوایل سال 1977 دولت

اعتراف کرد که در تجدیدنظر قراردادها پا را بیش از گلیم خود دراز کرده بود و به منظور تسریع

اکتشافات انگیزه های بهتری را به کمپانیها پیشنهاد نمود. به دنبال شرایط جدید چند کمپانی کار

اکتشافی خود را آغاز کرده، و دیگران نیز احتمالاً به آنها خواهند پیوست.

دورنما

دورنمای افزایش تولید نفت خام اندونزی خوب است. زمین شناسی مناسب، میزان موفقیت زیاد در

اکتشافات و وسعت مناطقی که مستلزم اقدامات اکتشافی می باشند تنها به سرمایه گذاری نیازمند است.

سیاستهای مصلحت آمیز دولتی نیز زمینه این کار را فراهم خواهد آورد. کمبودهای تکنولوژیک و نیز

مالی، دولت را وادار به سازگاری با منافع کمپانیهای خارجی خواهد کرد تا حدی که برای حفظ رشد

تولید نفت لازم است.

کمپانیها در توسعه، فعالیتهای خود بیش از گذشته احتیاط به خرج خواهند داد، لیکن اگر دورنمای

بازگشت سرمایه خوشایند باشد به سرمایه گذاریهای جسارت آمیز خود تا حد قابل توجهی ادامه

می دهند. عملیات بازیابی مجدد کالتکس این نوید را می دهد که حداقل مانع از کاهش تولیدات

حوزه های سوماترا بشود. با در نظر گرفتن رابطه و همبستگی میان اکتشاف در سالهای اخیر و افزایش

سالانه چاههای مولد، افزایش معتدل در فعالیتهای اکتشافی بایستی افزایش تولید سالانه را به مقدار

100000 بشکه در روز تضمین نماید. بر همین اساس، تولید نفت خام اندونزی تا سال 985 به 2

میلیون بشکه در روز خواهد رسید. در حالی که سطح تولید حاضر روزانه 7/1 میلیون بشکه است.

هندوستان

هندوستان

هند از نظر توسعه نفتی دارای آتیه خوبی است و در بهره برداری از تواناییهای نفتی خود به

پیشرفتهای مهمی نایل آمده است. سطح تولید تا سال 1983 دو برابر خواهد شد و فرصتهای خوبی

وجود دارد تا تلاشهای اکتشافی فعلی به توسعه ذخایر قطعی و احتمالی تا 3/2 میلیارد بشکه منتهی

گردد. در پنج سال آینده دهلی نو(1)در نظر دارد حدود یک میلیارد دلار در مورد حوزه های نفتی بزرگو جدید خود در بمبئی علیا(2)و مناطق خارج از خشکی باسین(3)مصرف نماید. علاوه بر این، دولت ازبرنامه افزایش اکتشافات نفت و گاز توسط قرارداد با کمپانیهای خارجی حمایت می کند. علیرغم این

دورنمای نویدبخش، در حالی که مصرف داخلی سالانه 5 تا 6 درصد افزایش می یابد، انتظار می رود

1- New Delhi. 2- Bombay High. 3- Bassein.