Por WORLD ENERGY TRADE
Equinor y sus socios DNO Norge, Petoro y Wellesley Petroleum obtuvieron gas y petróleo en la licencia de producción 923. Los recursos recuperables se estiman en entre 7 y 11 millones de metros cúbicos estándar de petróleo equivalente, correspondientes a 44 – 69 millones de barriles de petróleo equivalente.
“Es inspirador ver cómo la creatividad, la perseverancia y las nuevas herramientas digitales dan como resultado descubrimientos que forman la base para la creación de valor importante, la actividad futura y la producción de acuerdo con las ambiciones climáticas de Equinor”, dice Nick Ashton, vicepresidente senior de exploración de Equinor en Noruega.
El descubrimiento de Røver North se suma a una serie de descubrimientos en el área de Troll / Fram en los últimos años. Comenzó con Echino, que dio varias respuestas en el otoño de 2019, y continuó con Swisher en el verano de 2020.
El equivalente de petróleo recuperable de estos tres descubrimientos ya se puede comparar con la producción total de campos como Valemon, Gudrun y Gina Krog. Y la exploración continúa. Equinor y los socios han madurado varias perspectivas vecinas. Los prospectos Blasto y Apodida en la licencia de producción 090 se perforarán después de Røver Nord.
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El primer descubrimiento de este año se realizó en una de las áreas más maduras de la plataforma continental noruega. Después de más de cincuenta años de perforaciones exploratorias, todavía quedan muchas piezas desconocidas en el rompecabezas geológico. Por cada pozo de exploración que se perfora, se coloca una nueva pieza.
Los geólogos, geofísicos y otro personal del subsuelo obtienen nuevos conocimientos y comprensión que luego forman la base para nuevas oportunidades de exploración. Esto se hace en paralelo con el uso cada vez mayor de nuevas herramientas digitales. Además, los prospectos perforados hoy enfrentan requisitos cada vez más estrictos de emisiones de CO2 por barril producido.
“El descubrimiento es una consecuencia directa del trabajo minucioso del subsuelo en el área de Troll / Fram durante muchos años, y muestra la importancia de no darse por vencido, sino comenzar de nuevo, mirando los viejos problemas desde nuevos ángulos. La exploración crea así grandes valores para la sociedad, al mismo tiempo que los recursos pueden realizarse de acuerdo con los requisitos para las emisiones de CO 2 a lo largo de la cadena de valor, desde el descubrimiento hasta el consumo”, dice Ashton.
El pozo de exploración 31 / 1-2 S y el pozo de evaluación 31 / 1-2 A en la licencia de producción 923 se perforaron a unos 10 kilómetros al noroeste del campo Troll, 18 kilómetros al suroeste del campo Fram y 130 kilómetros al noroeste de Bergen.
El principal objetivo de exploración para el pozo de exploración 31 / 1-2 S era probar petróleo en el grupo Brent del período Jurásico medio y en la formación Cook del período Jurásico temprano. El propósito de 31 / 1-2 A fue delinear el descubrimiento realizado en el Grupo Brent en el pozo 31 / 1-2 S.
Ambos pozos probaron hidrocarburos en dos intervalos en el Grupo Brent. El pozo 31 / 1-2 S encontró una columna de gas de aproximadamente 145 metros en el Grupo Brent (formaciones Etive y Oseberg) y una columna de petróleo de 24 metros donde no se encontró contacto entre petróleo y agua. En este intervalo se encontró un total de 50 metros de reservorio efectivo de arenisca con buena calidad de reservorio. Además, se encontraron 6 metros de arenisca petrolífera con una calidad de yacimiento de moderada a mala en la parte superior del Grupo Dunlin.
El pozo de evaluación 31 / 1-2 A encontró areniscas con una calidad de yacimiento de buena a moderada en la formación Etive y en la parte superior de la formación Oseberg. La parte inferior de la formación Oseberg contenía arenisca con una calidad de yacimiento de moderada a mala. Se encontró un total estimado de 41 metros de reservorio efectivo de arenisca en las dos formaciones. El pozo probó 12 metros de petróleo en la formación Etive, donde no se encontró contacto petróleo / agua, y una columna de petróleo de 17 metros en la formación Oseberg.
La formación Cook demostró estar llena de agua en ambos pozos, pero con una calidad de depósito de moderada a buena. Los pozos no fueron sometidos a pruebas de formación, pero se llevó a cabo una amplia adquisición de datos y muestreo.
Los licenciatarios consideran el descubrimiento comercial y explorarán soluciones de desarrollo hacia la infraestructura existente.
Los pozos son el primer y segundo pozos de exploración en la licencia de producción 923. La licencia fue otorgada por el Gobierno en 2018 a través de la ronda de licencias “Premios en áreas predefinidas 2017” (APA).
El pozo 31 / 1-2 S se perforó a una profundidad vertical de 3439,5 metros por debajo del nivel del mar y una profundidad medida de 3555 metros. El pozo terminó en la formación Amundsen del período Jurásico Temprano. El pozo 31 / 1-2 A fue perforado hasta un fondo vertical de 3452 metros bajo el nivel del mar y una profundidad medida de 3876 metros. El pozo se terminó en la formación Cook.
La profundidad del agua en el sitio es de 349 metros. El pozo ha sido taponado y abandonado permanentemente. Los pozos fueron perforados por la plataforma de perforación West Hercules, que ahora perforará el pozo de exploración 31 / 2-22 S en la licencia de producción 090 en el norte del Mar del Norte.
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