Aker BP findet Öl in Froskelår Well

(Bild: Norwegisches Erdöldirektorat)

Der norwegische Betreiber Aker BP gab am Dienstag bekannt, dass er im Froskelår Main Explorationsbrunnen in Lizenz 869 im Alvheim-Gebiet bis zu 130 mmboe gefunden hat.

Aker BP sagte, die vorläufige Brutto-Ressourcenschätzung beläuft sich auf 60-130 mmboe, und dieser Teil der Entdeckung könnte sich über die britisch-norwegische Grenze in der Nordsee erstrecken.

Der Froskelår-Hauptbrunnen ist Teil einer Bohrkampagne im Alvheim-Gebiet, die im Zuge des Explorationserfolgs bei Frosk im Jahr 2018 gestartet wurde, sagte Aker BP und fügte hinzu, dass weitere Explorations- und Bewertungsbohrungen folgen werden.

"Der Explorationserfolg bei Froskelår Main ist ein ermutigendes Ergebnis einer langfristigen Strategie zur Erschließung des Explorationspotenzials in der Region Alvheim", sagte Evy Glørstad-Clark, SVP Exploration bei Aker BP. „Diese Strategie beinhaltete eine umfassende Datenerfassung und detaillierte technische Analyse. Parallel dazu haben wir unsere Flächenposition in der Region durch Lizenzrunden und Aktivitäten zur Geschäftsentwicklung ausgebaut. Die Entdeckung des Froskelår Main stellt eine bedeutende Erweiterung der Ressourcenbasis im Alvheimer Gebiet dar. Die Entdeckung zeigt auch das erhebliche Ressourcenpotenzial, das auf dem norwegischen Festlandsockel noch zu entdecken ist. “

Aker BP ist der Betreiber und hält 60 Prozent an der Lizenz 869. Die Partner Lundin Norway und Vår Energi sind jeweils zu 20 Prozent beteiligt. Die Lizenznehmer werden in Erwägung ziehen, die Entdeckung in die bestehende Infrastruktur in der Region Alvheim einzubinden.

Der horizontale Bohrloch 24 / 9-14 A wurde 2650 m nordöstlich des Wildcat-Brunnens 24 / 9-14 S gebohrt. Die beiden Bohrlöcher, die erste und zweite Explorationsbohrung in der Produktionslizenz 869, wurden von Saipems Scarabeo 8-Halbboot-Bohranlage gebohrt , etwa 4 km nordwestlich des Bøyla-Feldes und 225 km westlich von Stavanger.

24 / 9-14 S wurde bis zu einer jeweiligen vertikalen Tiefe von 2.097 Metern und 2.252 Metern unter dem Meeresspiegel gebohrt und in der Sele-Formation im Palaeozän abgebrochen. 24 / 9-14 A wurde in der Hordaland-Gruppe im Eozän horizontal bis zu einer vertikalen Tiefe von 1.847 bzw. 4.398 Metern unter dem Meeresspiegel gebohrt. Die Wassertiefe am Standort beträgt 120 Meter.

Das Ziel von Wildcat Well 24 / 9-14 S war der Nachweis von Erdöl und des Reservoirpotentials in Reservoirgesteinen (Injektiten) im Eozän (Sandstones der Intra-Hordaland-Gruppe). Das Ziel von Bohrloch 24 / 9-14 A bestand darin, die laterale Ausdehnung sowie das Reservoirpotential der Injektiten zu untersuchen.

Der Wildcat-Brunnen sah insgesamt 30 Meter Gassäule und insgesamt 38 Meter Ölsäule in der Hordaland-Gruppe in Sandsteinschichten (Injektiten) von insgesamt 35 Metern, hauptsächlich mit sehr guten bis hervorragenden Lagerstätten. Die Sandsteine werden als immobilisierter Sand aus den Formationen Heimdal und Hermod im Paläozän interpretiert, die in die darüber liegende Hordaland-Gruppe injiziert werden. Der Gas / Öl-Kontakt wurde im Bohrloch beobachtet. Der Öl / Wasser-Kontakt wurde nicht beobachtet, da die Stämme der Situation entsprechend Öl zeigten.

Bei der Bewertung wurden mehrere gas- und ölhaltige Injektitzonen von insgesamt 540 Metern gefunden, wobei viele Sandsteinschichten mit unterschiedlichen Reservoireigenschaften vorwiegend gut bis ausgezeichnet waren. Auch hier werden die Sandsteinschichten als eingespritzte Sande der Hordaland-Gruppe mit variabler Qualität und Dicke interpretiert. Die Kontakte von Gas / Öl und Öl / Wasser sind wie in der Wildkatze.

Die Bohrungen wurden nicht auf Formation getestet, es wurden jedoch umfangreiche Datenmengen erfasst und Proben entnommen. Beide wurden permanent angeschlossen und aufgegeben.

Scarabeo 8 bohrt jetzt eine kombinierte Wildcat- und Testbohrung, 24 / 9-15 S, in Produktionslizenz 340, wo auch Aker BP der Betreiber ist.