Leteåret 2013: I løpet av året er det registrert 18 nye funn på den norske sokkelen. Her er oversikten.

Leteriggene på den norske sokkelen har gravd frem både skuffelser og hyggelige overraskelser i året som har gått. Hos OD er det registrert til sammen 18 funn i løpet av 2013 – her er oversikten.

Nordsjøen

Det har som alltid vært høy aktivitet i Nordsjøen, og det ble gjort totalt 6 nye funn her i 2013.


«Maersk Giant»

Mars: 3/7-8 S Trym Sør (PL 147)

Operatør: Dong E&P
Rigg:
«Maersk Giant»

Dong E&P kunne i begynnelsen av mars melde at letebrønn 3/7-8 i PL 147 hadde påvist olje og gass. Funnet ble beregnet til å være mellom 1 og to 2 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter. Rettighetshaverne vil vurdere drivverdigheten av funnet, som er i samme tillatelse som Trymfeltet.

Brønn 3/7-8 S ble boret av «Maersk Giant» som deretter gikk til nabotillatelse 289 for å bore undersøkelsesbrønn 3/7-9 S i Musling- prospektet, også der med Dong som operatør. Det viste seg å være tørt .

Partnere i lisens 147 er Dong (operatør, 50 prosent) og Bayerngas Norge AS (50 prosent).

Les mer om funnet ]]


«Bredford Dolphin»

Mai: 16/4-6 S Luno II (PL 359)

Operatør: Lundin
Rigg:
«»Bredford Dolphin»

Lundin påviste i begynnelsen av mai en brutto oljekolonne på i overkant av 40 meter i Luno II -prospektet i lisens 359 . Olje/vann-kontakten ble påtruffet på ca 1.950 meter under gjennomsnittlig havnivå. Det er en lett olje av god kvalitet. Data indikerer at reservoarkvaliteten i Luno II er annerledes enn i Edvard Grieg og Johan Sverdrup . En omfattende kjerneboring, logging og prøvetaking av væsker har blitt utført.

– Vi er veldig glade for at Luno II ser ut til å være enda et betydelig funn på Utsirahøyden. Eksistensen av en tykk reservoarseksjon på dette stedet er gode nyheter. Reservoarkvaliteten, som ikke er den samme som Johan Sverdrup , virker god og vil nå bli testet, sa Ashley Heppenstall, konsernsjef i Lundin Petroleum AB den gang.

Det var semien «Bredford Dolphin» som boret letebrønnen, før den gikk videre til PL 501 for prøveboring i Johan Sverdrup .

Lundin er operatør i PL 359 (40 prosent) med partnerne Premier Oil Norge (30 prosent) og Statoil (30 prosent).

Les mer om funnet ]]


«Songa Trym»

Mai: 25/11-27 Grane F (PL 169 B2)

Operatør: Statoil
Rigg:
«Songa Trym»

Statoil og semien «Songa Trym» traff blink i 15/11-27 Grane F i slutten av mai i år.

Brønnen påtraff en oljekolonne på om lag 20 meter i Heimdalformasjonen. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er på mellom 2,8 og 5,2 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje, noe som tilsvarer mellom 17,6 og 32,7 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.

– Vi er godt fornøyd med å ha påvist nye ressurser av meget høy verdi i området. Oljefunnet ligger direkte nord for Grane-feltet, og kan utvikles på en effektiv måte, sa Tore Løseth, Statoils letedirektør for Nordsjøen om funnet.

Statoil er operatør i PL 169 B2 (47,5 prosent) med partnerne Petoro (30 prosent), ConocoPhillips (12,5 prosent) og ExxonMobil (10 prosent).

Les mer om funnet ]]


«B ideford Dolphin»

Juni: 34/7-H-2 H (PL 089)

Operatør: Statoil
Rigg:
«Bideford Dolphin»

I juni meldte Statoil at de hadde gjort et funn midt mellom feltene Vigdis og Snorre , i observasjonsbrønn 34/7-H-2 , er det påvist en 24 meter oljekolonne i Cookformasjonen i jura. Det er foreløpig ingen ressurstall for dette funnet.

Funnet ligger i PL 089 , og ble gjort med «Bideford Dolphin».

Statoil er operatør i lisens 089 med 41,5 prosent. Partnere er Petoro (30 prosent), ExxonMobil (16,1 prosent), Idemitsu (9,6 prosent) og RWE Dea (2,8 prosent).


«Cosl Pioneer»

Juni: 34/8-15 S Visund Nord (PL 120)

Operatør: Statoil
Rigg:
«Cosl Pioneer»

Statoil meldte i begynnelsen av juni om et et lite gassfunn på Visund Nord i Nordsjøen.

Brønnen påtraff en om lag 50 meter gasskolonne i Brentgruppen i reservoarbergarter med god reservoarkvalitet. Det ble foretatt datainnsamling i brønnen, men brønnen ble ikke formasjonstestet, heter det i meldingen.

Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 0,7 og 1,6 million Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter som er planlagt knyttet opp til eksisterende infrastruktur i Visundområdet.

Statoil er operatør i PL 120 (59,06452 prosent) med partnerne Petoro (16,93548 prosent), ConocoPhilips (13 prosent) og Total (11 prosent).

Les mer om funne t ]]


«Ocean Vanguard»

August: 16/2-18 S Cliffhanger North (PL 265)

Operatør: Statoil
Rigg:
«Ocean Vanguard»

I august påtraff «Ocean Vanguard og Statoil» en oljesone på 15 meter i forvitret/oppsprukket granitt i grunnfjellet i 16/2-18 Cliffhanger North . Imidlertid ble ingen olje-vannkontakt etablert. Oljen i grunnfjellet står ikke i kommunikasjon med Johan Sverdrup-funnet.

Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking i den øvre del av grunnfjellet. Mini-DST ble utført i forvitret/oppsprukket grunnfjell og viste at reservoaret har dårlige produksjonsegenskaper.

Statoil Petroleum AS er operatør med 40 prosent eierskap i lisens 265 . Andre partnere i lisensen er Petoro med 30 prosent, Det norske med 20 prosent og Lundin Norway AS med 10 prosent.

Les mer om funnet ]]

Norskehavet

Norskehavet har også hatt høy aktivitet i året som gikk, og her er 7 nye funn registrert hos OD.


«Transocean Arctic»

Januar: 6407/1-6 Rodriguez (PL 475)

Operatør: Wintershall
Rigg:
«Transocean Arctic»

Helt på tampen av januar meldte OD inn årets første funn – i Winterhalls Norskehavs-brønn 6407/1-6 Rodriguez .

I Garn- og Ileformasjonene ble det påtruffet henholdsvis 118 og 123 meter brutto vertikal tykkelse med vannførende reservoar av reservoarkvalitet som forventet. Det ble påvist gass/kondensat i tre tynne sandsteinsintervaller på tilsammen 9 meter netto vertikal tykkelse i Langeformasjonen, med brutto reservoarmektighet på 52 meter.

Størrelsen på funnet ble beregnet til mellom 3 og 20 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter. Regnet om til fat utgjør dette mellom 18,87 millioner og 125 millioner fat oljeekvivalenter. Rettighetshaverne vil vurdere funnet sammen med andre funn i nærheten, skrev OD.

Wintershall er operatør i lisensen (50 prosent) med partnerne Faroe Petroleum Norge AS (30 prosent) og Centrica Resources (Norge) AS (20 prosent).

Les mer om funnet ] ]


«Transocean Arctic»

Juni: 6406/6-3 Mjøsa (PL 511)

Operatør: Wintershall
Rigg:
«Transocean Arctic»

I juni kunne Wintershall melde om at «Transocean Arctic» hadde gjort nok et Norskehavs-funn, dog av skuffende størrelse.

Undersøkelsesbrønn 6406/6-3 Mjøsa påtraff Ile-, Tofte- og Tiljeformasjonen med bedre reservoarbergarter og reservoarkvalitet enn forventet, men formasjonene var vannførende. I tillegg ble det påtruffet gass i en 14 meters brutto kolonne i Garnformasjonen i midtre jura.

Funnet ble beregnet til mellom 0,55 og 0,62 milliarder kubikkmeter utvinnbar gass, og ble raskt stemplet som økonomisk uinteressant.

Wintershall er operatør av PL 511 (25 prosent). Øvrige partnere er Maersk Oil Norway (25 prosent), Petoro AS (20 prosent), VNG (12,5 prosent), Spring Energy Norway AS (10 prosent) og Bridge Energy AS (7,5 prosent).

Les mer om funnet ]]


«Songa Trym»

August: 6507/3-10 Klara (PL 159 C)

Operatør: Statoil
Rigg:
«Songa Trym»

Statoil kunne i midten av august melde om at «Songa Trym» hadde gjort et lite oljefunn i 6507/3-10 Klara i lisens 159 C i Norskehavet.

Brønnen påtraff en 10 meter netto oljekolonne i midtjura(Garnformasjonen). I tillegg ble det påtruffet olje i et 2-3 meter tykt sandlag i øvre del av Tiljeformasjonen. Funnet ble beregnet til under 1 million kubikkmeter utvinnbar olje, og videre analyser skal vurdere kommersialitet.

Statoil er operatør i lisens 159 C (60 prosent) med E.ON som eneste partner (40 prosent).

Les mer om funnet ]]


«Transocean Leader»

August: 6506/9-3 Smørbukk Nord (PL 479)

Operatør: Statoil
Rigg: «Transocean Leader»

Statoil gjorde i august et gass-/kondensatfunn i 6506/9-3 Smørbukk Nord -prospektet i PL 479 på Haltenbanken i Norskehavet.

Letebrønnen 6506/9-3 , som ble boret med semien ”Transocean Leader,” påviste en 40 meters gass-/kondensatkolonne i en ned til-situasjon i Garn-formasjonen av midtre jura alder. I tillegg ble det påvist en tynn gass-/kondensatkolonne dypere i Ile-formasjonen av midtre jura alder. Reservoaregenskapene i Garn-formasjonen er gode, mens de i Ile-formasjonen er noe dårligere enn forventet.

Anslått volum for funnet er i området 25-47 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.

I en melding sier selskapet at Smørbukk Nord-funnet, som ligger rett nord for Åsgard-feltet, vil kunne utvikles raskt og effektivt gjennom tilknytning til eksisterende infrastruktur, noe som gir raske ressurser og kan forlenge levetiden for anleggene på Åsgard-feltet.

Statoil er operatør med en eierandel på 40,95 prosent. Partnere er ENI Norge AS (19,6 prosent), Petoro AS (14,95 prosent), ExxonMobil Exploration & Production Norway AS (14,7 prosent), og Total E&P Norge AS (9,8 prosent).

Les mer om funnet ]]


«Transocean Barents»

September: 6406/9-3 Onyx South (PL 255)

Operatør: Shell
Rigg:
«Transocean Barents»

Shell hadde store forhåpninger om at norskehavsbrønnen 6406/9-3 Onyx South skulle bringe gode tilleggsressurser til Linnorm-feltet, men måtte i september konstatere at reservene var vesentlig mindre enn forventet.

«Transocean Barents», som ble brukt til å bore brønnen, påtraff Ile-, Tofte- og Tilje-formasjonen med variabel reservoarkvalitet. I Ile-formasjonen ble det påtruffet en tynn gasskolonne, men størrelsen på funnet er ikke av økonomisk interesse. De øvrige reservoarbergartene var tette eller vannførende.

Partnerne i PL 255 er Shell (operatør, 30 prosent eierandel), Petoro (30 prosent), Statoil (20 prosent) og Total (20 prosent).

Les mer om funnet ]]


«Songa Trym»

September: 6608/10-15 Svale Nord (PL 128)

Operatør: Statoil
Rigg: «Songa Trym»

Den halvt nedsenkbare riggen ”Songa Trym” påviste i september en 45 meter høy oljekolonne i norskehavsbrønn 6608/10-15 Svale Nord i lisens 128 .

Funnet er forholdsvis lite, med en anslått størrelse på mellom 6 og 19 millioner fat utvinnbar olje, og Statoil utreder nå en tilbakekobling til Norne-feltet, som ligger drøyt 9 kilometer unna.

Operatør i lisens 128 er Statoil med 63,95455 prosent, med partnerne Petoro (24,54546 prosent) og Eni Norge med 11,5 prosent.

Les mer om funnet ]]


«Songa Trym»

November: 6407/8-6 S & A Snilehorn (PL 348 B)

Operatør: Statoil
Rigg: «Songa Trym»

«Songa Trym» gjorde i november nok et norskehavsfunn for Statoil, denne gangen av mer respektabel størrelse.

Letebrønn 6407/8-6 påtraff Åreformasjonen med reservoarbergarter og reservoarkvalitet dårligere enn forventet. Reservoaret var vannførende. Det ble imidlertid også påtruffet en 40 meters brutto oljekolonne i ileformasjonen (midtre jura) og en omtrent 130 meters brutto oljekolonne i Tiljeformasjonen. I tillegg ble det påtruffet en 21 meter brutto oljekolonne i reservoarbergarter av trias alder.

Også i sidesteget ble det påtruffet en 43 meters brutto oljekolonne i Tiljeformasjonen, og en 75 meters brutto oljekolonne i Ileformasjonen. I tillegg ble det truffet en seks meter brutto oljekolonne i Melke-formasjonen.

Funnet er beregnet til å ligge på mellom 55,61 og 100,64 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter, og man vurderer å knytte det til Njordfeltet, enten direkte eller via Hymefeltet.

Statoil er operatør av PL 348 med 35 prosent eierandel. Lisenspartnere er GDF Suez E&P med 20 prosent, E.ON E&P med 17,5 prosent, Core Energy med 17,5 prosent, Faroe Petroleum med 7,5 prosent og VNG med 2,5 prosent.

Les mer om funnet ]]

Barentshavet

Barentshavet er spådd å bli den nye Nordsjøen, noe som underbygges av en rekke lovende funn i år. Men man gikk også på et par store skuffelser.

LES OGSÅ:

  • Barentshavet blir det nye Nordsjøen
  • Over 2700 nye offshore-stillinger i Nord
  • Nord Norge er helt sentralt for Statoil


«West Hercules»

Juli: 7220/5-2 Nunatak (PL 532)

Operatør: Statoil
Rigg: «West Hercules»

Letebrønn 7220/5-2 Nunatak var det første av fire prosjekter som i år ble boret med sikte på å hente ytterligere volumer for feltutviklingen av Johan Castberg , og her fikk man dessverre en kalddusj i juli.

Boreinnretningen «West Hercules», påtraff gass i bergarter av kritt alder. Funnet anses inntil videre ikke som drivverdig. Funnet var i utgangspunktet det med høyest geologisk risiko av de fire prospektene.

Statoil er operatør for produksjonslisens PL 532 med en eierandel på 50 prosent. De andre rettighetshaverne er Eni Norge AS (30 prosent) og Petoro AS (20 prosent).

Les mer om funnet ]]


«Leiv Eiriksson»

September: 7324/8-1 Wisting Central (PL 537)

Operatør: OMV
Rigg: «Leiv Eiriksson»

OMV hadde lykken med seg da semien «Leiv Eiriksson» gjorde et lovende oljefunn i 7324/8-1 Wisting Central i Barentshavet.

Brønnen støtte på en hadde truffet på en 50-60 meters oljekolonne, og størrelsen på funnet beregnes til å ligge på mellom 62,9 og 163,54 millioner fat utvinnbar olje.

Operatør i lisensen er OMV (25 prosent) og partnerne er Idemitsu (20 prosent), Petoro (20 prosent), Tullow Oil (20 prosent) og Statoil (15 prosent).

Les mer om funnet ]]


«West Hercules»

September: 7219/8-2 Iskrystall (PL 608)

Operatør: Statoil
Rigg: «West Hercules»

7219/8-2 Iskrystall var nok en brønn man hadde forhåpninger til i området rundt Johan Castberg , og de siste dagene av operasjonen gikk det varme rykter om et større funn.

Ryktene viste seg å være ganske så overdrevet, da Statoil meldte at de hadde truffet en brutto gasskolonne på om lag 200 meter i Stø. og Nordmelaformasjonene, med dårligere reservoarkvalitet enn forventet i begge formasjonene i brønnposisjon.

Størrelsen på funnet ble beregnet til mellom 6 og 25 millioner fat oljeekvivalenter utvinnbar gass.

Statoil er operatør i lisens 608 (50 prosent), med partnerne Eni Norge (30 prosent) og Petoro (20 prosent).

Les mer om funnet ]]


«Transocean Arctic»

Oktober: 7120/1-3 Gohta (PL 492)

Operatør: Lundin
Rigg: «Transocean Arctic»

Lundin traff på reservoaret i Barentshav-brønn 7120/3-1 Gohta allerede i september, men brukte tre uker på å teste ferdig funnet. Resultatene var oppløftende.

Funnet ble beregnet til å være opp mot 145 millioner fat utvinnbar olje og mellom 8 og 15 milliarder standard kubikkmeter utvinnbar gass. Resultatene bekreftet for første gang utvinnbar olje og gass i en letemodell av perm alder i norsk del av Barentshavet, og videre avgrensning planlegges.

Lundin Norway AS er operatør i lisens 492 med 40 prosent eierandel. Partnerne er Det Norske oljeselskap ASA (40 prosent) og Noreco Norway AS (20 prosent).

Les mer om funnet ]]


«West Hercules»

Desember: 7220/7-2 Skavl (PL 532)

Operatør: Statoil
Rigg: «West Hercules»

Etter skuffelsene i Nunatak og Iskrystall fikk Statoil endelig resultater på forsøk nummer tre i Castberg -området: 7220/7-2 Skavl .

Her traff boreriggen «West Hercules» på en 22 meter gasskolonne og en 23 meter oljekolonne i Tubåen-formasjonen av jura alder, og en 133 meter oljekolonne i Fruholmen-formasjonen av trias alder.

Størrelsen på funnet er foreløpig beregnet til mellom 20 og 50 millioner fat utvinnbar olje. Vi snakker altså ikke om et gigantfunn, men at det er funnet olje – ikke bare gass som i de to forrige – er en viktig faktor. Ifølge Statoil er det også oppmuntrende at man har påvist en ny letemodell med oljefunnet i Fruholmen-formasjonen, noe som vil bli fulgt opp i fremtidige prospekter.

Statoil er operatør for utvinningstillatelse 532 med en eierandel på 50 prosent. Lisenspartnerne er Eni Norge AS (30 prosent) og Petoro AS (20 prosent).

PS! «West Hercules» skal i løpet av kort tid være på plass på det fjerde prospektet som var planlagt for 2013: Kramsnø .

Les mer om funnet ]]

Forrige artikkelSwire Seabed og WeSubsea samarbeider
Neste artikkelEndelig tid for hjemreise

LEGG IGJEN EN KOMMENTAR