钻探成果 - 在坎波斯盆地Água Marinha区块的1-BRSA-1401DA-RJS井中发现石油证据 [2] - 钻井作业水深为2601米，由Deepwater Aquila钻井船于7月完成 [2] 资产与合作结构 - Água Marinha区块位于坎波斯盆地的盐前矿区，于2022年通过永久共享要约第一周期收购 [2] - 巴西国家石油公司作为该区块运营商，持有30%股份，合作伙伴包括TotalEnergies（30%）、Petronas（20%）和QatarEnergy（20%） [2] 产量与投资计划 - 公司计划在未来十年内将坎波斯盆地的油气产量翻一番，从2035年的每天50万桶油当量增至100万桶油当量 [2] - 公司计划到2029年向坎波斯盆地振兴计划投资230亿美元 [2]

钻井作业成果 - QK18-9-6井完钻井深3780米，录井获得油气显示总厚度267.34米共34层，其中油迹显示12米2层，荧光显示255.34米32层 [1] - QK18-9-6井钻进奥陶系潜山风化壳地层厚度268米，录井获荧光显示186.34米15层，奥陶系综合测井解释储层64.6米22层 [1] - QK18-9-6Sa侧钻井完钻深度4430米（垂深3533.5米），录井获得油气显示56米10层，其中油迹12米2层，荧光44米8层，钻进奥陶系潜山风化壳603米（垂厚245.4米），气测最高达4.84%，奥陶系综合测井解释裂缝段49.4米24层 [1] 地质发现意义 - 两口井的钻探进一步证实了奥陶系储层展布规律、油气成藏规律及含油气规模 [1] - 钻井成果对下一步探井实施及未来开发方案的部署均具有重要指导意义 [1] 财务处理与合同约定 - QK18-9-6井钻探相关支出将暂时资本化，对2025年度经营业绩无影响 [2] - 根据石油合同，若合同区内油田开始商业性生产，勘探费用将从所产原油中按确定价格折算成原油量后以实物方式回收 [2] - 若合同期内未发现油气田，相关勘探费用将视作损失；若发现并进入开发阶段，费用将通过投资回收油部分进行回收 [2]

许可证PEL 79更新 - 纳米比亚工业和能源部批准PEL 79许可证第二勘探期的12个月延期 有效期延长至2026年7月 [2] - 该许可证由NAMCOR(67%权益)运营 Giraffe Energy(33%权益)参与 其中Sintana持有Giraffe 49%股权 [2][3] - 区块位于纳米比亚Orange盆地 毗邻BW Energy、Rhino Resources和Shell运营的矿区 [3] 勘探资产与技术数据 - PEL 79区块现有勘探数据包括4760公里2D地震、1137平方公里3D地震及1口显示Kudu烃源岩的钻井 [3] - 邻近PEL 85区块的Capricornus-1X发现井测试流量超过11000桶/日轻质油 储层净厚度38米 [5] - BW Energy在相邻PEL 3区块新获取4600平方公里3D地震 计划2025年下半年启动Kharas探井钻探 [6] 战略布局与行业动态 - 区块位于石油前景突出的微区域 Rhino Resources计划Q3开钻Volans远景构造 后续可能追加两口评价井 [5] - 公司高管强调延期使项目能充分实现地质、商业和战略价值 并预期纳米比亚海上资产组合将取得重大进展 [6] 公司业务概况 - 当前在纳米比亚运营5个海上/陆上勘探许可证 并在哥伦比亚Magdalena盆地开展油气勘探 [7] - 纳米比亚资产包括PEL 79、PEL 83、PEL 87等许可证 其中PEL 79与PEL 85/3区块形成协同勘探区 [3][5][6]

康菲石油在阿拉斯加北极区域的勘探计划 - 公司计划在美国阿拉斯加周边的北极区域加大石油勘探力度 [1]

蒙古Ergel-12区块勘探进展 - 蒙古Ergel-12区块首口探井"智慧1井"于2025年6月9日正式开钻 [1] - 钻井总包服务商为潜能恒信蒙古勘探开发工程服务有限公司 [1] - 该公司注册资本10万美元 [1] 关联交易与费用结构 - 钻机及钻井配套设备服务由控股股东周锦明控制的天津锦龙及其关联公司提供 [1] - 首口探井总费用预计不超过5000万元人民币 [1] - 2025年度计划实施的4口探井总包服务费用预计不超过1300万美元 [1] 年度勘探计划 - 2025年度计划在Ergel-12区块实施4口探井钻探 [1] - 总费用包含钻前准备阶段支出、钻井总包、钻井配套服务及大宗物料等 [1]