RIGG & LETING
Letebulletin:
Letehøsten så langt bydd på både
oppturer og nedturer. Her er noen av
de viktigste.
?Barentshavet
?
Håp for Hoop: Andre operatører får ha oss unnskyldt, men den kanskje viktigste nyheten på
letefronten i høst var at OMV fikk bekreftet en
ny oljeprovins gjennom funnet i 7324/8-1 Wisting Central. Funnet er estimert til mellom 63 og
163 millioner fat (10-26 Sm3) olje, og bekrefter
olje i letemodell av tidlig- og mellomjura alder.
Brønnen påtraff en 50-60 meters oljekolonne
i Realgrunnen-undergruppen, hvilket øker forventningene til Statoils kommende boringer i
Apollo- og Atlantis-prospektene i PL 615 neste
år, også de i Hoop. Funnbrønnen på 373 meters
havdyp i PL 537 ble boret av semien ”Leiv Eiriksson.”
Riggen gikk siden videre og boret undersøkelsesbrønn 7324/7-1 Wisting Alternative
i samme utvinningstillatelse.?
Brønnen ble
boret til et vertikalt dyp på 2.454 meter under
havflaten, og avsluttet i Kobbeformasjonen
av mellomtrias alder, men var tørr. Hva dette
betyr for oljeprovinsen som helhet, er det for
tidlig å spå noe om
OMV er operatør i PL 537 med 25 prosent.
Partnerne er Idemitsu (20), Petoro (20), Spring
Energy (20) og Statoil (15).
Gotha traff blink: En kanskje vel så stor opptur
var det at Lundin i september og litt lengre sør i
Barentshavet traff blink med sin Gotha-brønn i
PL 492. Foreløpige beregninger av størrelsen på
funnet er mellom 63 og 145 millioner fat olje og
8 til 15 milliarder standard kubikkmeter gass.
Resultatene bekrefter for første gang en letemodell av perm alder i norsk del av Barentshavet. Under testen av Røyeformasjonen var daglig produksjonsrate 4.300 fat olje og 222.300
standard kubikkmeter (Sm3) gass gjennom en
44/64 tommers dyse; den første vellykkede
testen i permiske kalksteinsbergarter på norsk
sokkel. Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på
2.515 meter og avsluttet i Røyeformasjonen av
perm alder av semien ”Transocean Arctic.” Havdypet er 342 meter.
Lundin Norway AS er operatør i lisens 492 med
40 prosent eierandel. Partnerne er Det Norske
oljeselskap ASA (40) og Noreco Norway AS
(20).
Gass i Iskrystall: Av og til er selv funn litt skuffende, som i september da Statoil med semien
”West Hercules” og brønn 7219/8-2 Iskrystall
påviste en gasskolonne på omtrent 200 meter.
Statoil funnet til mellom 6 og 25 millioner fat
SKUFFENDE: «West Hercules» fant mindre enn ventet i iskrystall.? (Fotokreditering setter i parantes)
oljeekvivalenter, mens håpet var et oljefunn på
størrelse med Skrugard. Brønnen i PL 608 ble
boret til et vertikalt dyp på 3.382 meter under
havflaten, og ble avsluttet i Fruholmenformasjonen av sentrias alder. Havdypet er 344 meter.
Riggen er nå tilbake til lisens 532 og borer operatørens Skavl-pro spekt. Statoil er operatør for
produksjonslisens 608 med en eierandel på 50
prosent. Lisenspartnerne er Eni Norge AS (30)
og Petoro AS (20).
Bønna bomma: Eni måtte også tåle skuffelse
i oktober da det ble klart at Bønna var tørr. Letebrønnen 7016/2-1 lengst vest i Barentshavet
skulle gjøre gassfunnet som skulle utløse en
gassevakueringsløsning for området, og det ble
snakket – dog aldri av Eni – om mer enn én milliard fat oljeekvivalenter. Brønnen ble boret til et
vertikalt dyp av 4.025 meter under boredekket
og avsluttet i øvre paleocen av semien ”Scarabeo 8.” Havdypet er 1.366 meter. Andelshavere
i lisens 529 er Eni (operatør -30 prosent), DONG
E&P (20), OMV (20), Wintershall (20) og Repsol
(10).
?Norskehavet
?
Sverdrup var tørr: Mange ble skuffet da RWE
Dea Norge AS avsluttet boringen av undersøkelsesbrønn 6608/2-1S i lisens 330 uten å ha funnet olje. Primært letemål var olje i mellomjura
(Fangstgruppen), sekundært i senkritt (Shetlandgruppen) og tidligjura alder (Båtgruppen).
Området heter Utgard High, en geologisk provins
lisenspartner Marathon har ment inneholdt opptil 1,4 milliarder fat olje, mens Sverdrup var ”high
impact.” Brønnen ble boret til et vertikalt dyp
på 5.574 meter under havflaten, og avsluttet i
tidlig kritt. Havdypet er 303 meter. RWE Dea er
operatør i PL 330 (40) med partnerne Marathon
Oil Norge AS (30) og Lundin Norway AS (30).
PetroMagasinet - Utgave 5 - 2013
35