Equinor et ses partenaires DNO Norge, Petoro et Wellesley Petroleum ont frappé le gaz et le pétrole dans la licence de production 923.

Les ressources récupérables sont estimées entre 7 et 11 millions de mètres cubes standards équivalent pétrole, correspondant à 44 à 69 millions de barils équivalent pétrole.

«Il est inspirant de voir comment la créativité, la persévérance et les nouveaux outils numériques aboutissent à des découvertes qui constituent la base d’une importante création de valeur, d’une activité future et d’une production conformément aux ambitions climatiques d’Equinor», Nick Ashton, vice-président senior d’Equinor pour l’exploration en Norvège, a déclaré.

La découverte de Røver North s’ajoute à un certain nombre de découvertes dans la région de Troll / Fram ces dernières années. Cela a commencé avec Echino, qui a donné plusieurs réponses à l’automne 2019, et s’est poursuivi avec Swisher à l’été 2020.

L’exploration continue

L’équivalent pétrolier récupérable de ces trois découvertes peut déjà être comparé à la production totale de champs comme Valemon, Gudrun et Gina Krog. Et l’exploration continue.

Equinor et ses partenaires ont mûri plusieurs prospects voisins. Les prospects Blasto et Apodida dans la licence de production 090 seront forés après Røver Nord.

La première découverte cette année a été faite dans l’une des zones les plus matures du plateau continental norvégien. Après plus de cinquante ans de forage d’exploration, il reste encore de nombreuses pièces inconnues dans le puzzle géologique. Pour chaque exploration bien forée, une nouvelle pièce est mise en place.

Les géologues, les géophysiciens et les autres membres du personnel du sous-sol acquièrent de nouvelles connaissances et connaissances, qui forment plus tard la base de nouvelles opportunités d’exploration. Cela se fait en parallèle avec l’utilisation toujours croissante des nouveaux outils numériques.

De plus, les prospects forés aujourd’hui font face à des exigences toujours plus strictes en matière d’émissions de CO2 par baril produit.

« L’importance de ne pas abandonner »

«La découverte est une conséquence directe d’un travail approfondi dans le sous-sol dans la région de Troll / Fram pendant de nombreuses années, et montre l’importance de ne pas abandonner, mais de recommencer, en regardant les anciens problèmes sous de nouveaux angles.

«L’exploration crée ainsi de grandes valeurs pour la société, en même temps que les ressources peuvent être réalisées conformément aux exigences d’émissions de CO2 tout au long de la chaîne de valeur, de la découverte à la consommation», a ajouté Ashton.

Le puits d’exploration 31 / 1-2 S et le puits d’évaluation 31 / 1-2 A dans la licence de production 923 ont été forés à environ 10 kilomètres au nord-ouest du champ Troll, à 18 kilomètres au sud-ouest du champ Fram et à 130 kilomètres au nord-ouest de Bergen.

La principale cible d’exploration pour le puits d’exploration 31 / 1-2 S était de mettre en évidence le pétrole dans le groupe Brent du Jurassique moyen et dans la formation Cook du Jurassique inférieur. Le but de 31 / 1-2 A était de délimiter la découverte faite dans le groupe Brent dans le puits 31 / 1-2 S.

Les deux puits ont révélé des hydrocarbures à deux intervalles dans le groupe Brent. Le puits 31 / 1-2 S a rencontré une colonne de gaz d’environ 145 mètres dans le groupe Brent (formations Etive et Oseberg) et une colonne d’huile de 24 mètres où le contact huile / eau n’a pas été rencontré.

Un total de 50 mètres de réservoir de grès efficace avec une bonne qualité de réservoir a été trouvé dans cet intervalle. De plus, 6 mètres de grès pétrolifère avec une qualité de réservoir moyenne à mauvaise ont été frappés dans la partie supérieure du groupe Dunlin.

Puits d’appréciation 31 / 1-2 A a heurté des grès avec une qualité de réservoir bonne à moyenne dans la formation Etive et la partie supérieure de la formation d’Oseberg. La partie inférieure de la formation d’Oseberg contenait du grès avec une qualité de réservoir moyenne à mauvaise.

Les formations Oseberg et Cook

Un total estimé de 41 mètres de réservoir de grès efficace a été trouvé dans les deux formations. Le puits a révélé 12 mètres de pétrole dans la formation Etive, où le contact huile / eau n’a pas été rencontré, et une colonne d’huile de 17 mètres dans la formation d’Oseberg.

La formation Cook s’est avérée être remplie d’eau dans les deux puits, mais avec une qualité de réservoir moyenne à bonne. Les puits n’ont pas été testés en formation, mais une acquisition de données et un échantillonnage approfondis ont eu lieu.

Les titulaires de licence considèrent la découverte comme commerciale et exploreront des solutions de développement vers l’infrastructure existante.

Les puits sont les 1er et 2ème puits d’exploration sous licence de production 923. Le gouvernement norvégien a octroyé la licence en 2018 dans le cadre du cycle de licences «Awards in Pre-defined Areas 2017» (APA).

Le puits 31 / 1-2 S a été foré à une profondeur verticale de 3 439,5 mètres sous le niveau de la mer et à une profondeur mesurée de 3 555 mètres. Le puits a été terminé dans la formation Amundsen de la période du Jurassique précoce. Le puits 31 / 1-2 A a été foré à une profondeur verticale de 3452 mètres sous le niveau de la mer et à une profondeur mesurée de 3876 mètres. Le puits a été terminé dans la formation Cook.

La profondeur de l’eau sur le site est de 349 mètres. Le puits a été définitivement bouché et abandonné. Les puits ont été forés par la plate-forme de forage West Hercules, qui va maintenant forer le puits d’exploration 31 / 2-22 S dans la licence de production 090 dans le nord de la mer du Nord.

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