> ## Content Index > Fetch the complete content index at: https://www.theenergypost.com/llms.txt > Use this file to discover other available public pages before exploring further. # Chevron reporta un nuevo hallazgo de petróleo y condensado en aguas someras de Angola - URL: https://www.theenergypost.com/chevron-reporta-un-nuevo-hallazgo-de-petroleo-y-condensado-en-aguas-someras-de-angola/ - Published: 2026-08-18T02:56:37.000Z - Updated: 2026-08-18T02:56:37.000Z - Description: El pozo exploratorio 105-4X, perforado en el Bloque 0 por su filial Cabinda Gulf Oil Company, interceptó una columna de hidrocarburos de más de 2.000 pies con alta calidad de reservorio, abriendo la vía a un desarrollo mediante conexión con infraestructura existente. - Author: Samuel Poleo Valiente - Tags: Petróleo y Gas, Gas natural, Chevron, Angola La corporación estadounidense Chevron confirmó un nuevo descubrimiento de petróleo y condensado de gas en el pozo exploratorio **105-4X**, ubicado en el **Bloque 0** de la cuenca costera de Cabinda, en aguas territoriales de Angola. El hallazgo refuerza la estrategia de la compañía para extender la vida útil y la rentabilidad de sus activos maduros offshore en el suroeste de África mediante la identificación de recursos adicionales en áreas cercanas a operaciones existentes. Las tareas de perforación fueron ejecutadas por **Cabinda Gulf Oil Company Limited (CABGOC)**, filial de propiedad absoluta de Chevron, utilizando la plataforma autoelevable *Shelf Drilling Tenacious*. De acuerdo con la información técnica divulgada por la compañía, el pozo atravesó una columna continua de hidrocarburos superior a los **2.000 pies** (aproximadamente 610 metros), registrando un espesor neto productivo (*net pay*) de más de **300 pies** (91 metros). Los análisis preliminares sobre muestras y registros de pozo confirman propiedades favorables en la calidad de la roca reservorio. **Evaluación de recursos y sinergias operativas** Tras la conclusión de la fase de perforación, Chevron pondrá en marcha un programa de evaluación para delimitar el volumen comercialmente recuperable de hidrocarburos y caracterizar la presión y fluidez del yacimiento. Entre las alternativas de desarrollo contempladas por la operadora destaca la opción de un enganche de producción (*tie-back*) hacia la infraestructura de procesamiento y transporte que la compañía ya opera en el Bloque 0. El empleo de esquemas de conexión submarina o instalaciones satélite hacia plataformas activas reduciría significativamente el gasto de capital (*CAPEX*) y acortaría los plazos para llevar el crudo al mercado, en comparación con el desarrollo de una nueva infraestructura independiente. Kevin McLachlan, vicepresidente de Exploración de Chevron, valoró los resultados iniciales como alentadores y ratificó que las actividades de ingeniería posteriores definirán la escala técnica y económica del proyecto. **Consolidación en África subsahariana** El hallazgo en el pozo 105-4X se suma a los hitos operativos recientes de la petrolera en la región. En diciembre de 2025, la compañía puso en marcha la producción comercial en la plataforma **South N'dola**, situada igualmente dentro de la concesión del Bloque 0, fortaleciendo el perfil de extracción en aguas de Cabinda. ![](https://storage.ghost.io/c/49/f0/49f0b724-ae29-48bd-8f40-8bf5c58682ad/content/images/2026/08/mafumeira-sul-965-598.jpg) Actualmente, Chevron mantiene una producción promedio cercana a los **300.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boed)** en sus activos de África subsahariana, región donde aplica un programa de exploración enfocado en cuencas prolíficas de margen atlántico: - **Angola:** Operaciones históricas iniciadas en 1954, con el primer descubrimiento *offshore* registrado en 1966. - **Nigeria:** Ampliación reciente de la posición acreedora en bloques exploratorios *offshore* y pruebas de pozos. - **Fronteras exploratorias:** Asignaciones y campañas activas en Namibia, Guinea-Bisáu y Guinea Ecuatorial. El nuevo descubrimiento en Angola respalda la estrategia de la multinacional de priorizar barriles de bajo costo de extracción y menor intensidad de emisiones, aprovechando instalaciones de superficie amortizadas para contrarrestar el declive natural de los campos maduros en el Golfo de Guinea.