Equinor berichtet über Echino South Discovery

(Bild: Equinor)

Equinor und die Partner ExxonMobil, Idemitsu und Neptune haben Öl und Gas in der Explorationsbohrung Echino South (35/11/23) auf dem Fram-Feld in der Nordsee entdeckt, teilte die norwegische Energiegesellschaft am Mittwoch mit. Die förderbaren Ressourcen werden auf 6-16 Millionen Standardkubikmeter Öläquivalent geschätzt, was 38-100 Millionen Barrel Öläquivalent entspricht, sagte Equinor.

„Wir machen eine der größten Entdeckungen in diesem Jahr in dem am weitesten entwickelten Gebiet des norwegischen Festlandsockels (NCS), nicht weit vom Trollfeld entfernt. Dies zeigt, welche Möglichkeiten für die Wertschöpfung und die Einnahmen aus dieser Branche bestehen “, sagte Nick Ashton, Senior Vice President für Exploration bei Equinor in Norwegen und Großbritannien.

Wenn die Ressourcen in diesem Teil der Nordsee erheblich erweitert werden, wird die Entdeckung wahrscheinlich auf die vorhandene Infrastruktur zurückgeführt. Weitere Kenntnisse des Gebiets und neue Dateninvestitionen haben unser Vertrauen in die Explorationsmöglichkeiten in diesem Teil der nördlichen Nordsee gestärkt.

„Nach mehr als 50 Jahren geologischer Untersuchungen auf dem NCS lernen wir immer noch etwas Neues und finden Kohlenwasserstoffe, von denen wir vorher dachten, dass es keine gab. Durch die Nutzung der vorhandenen Infrastruktur können diese Ressourcen bei guter Rentabilität und geringer CO2-Intensität zurückgewonnen werden “, sagte Ashton.

Die Explorationsbohrung 35 / 11-23, Echino South, wurde 3,2 Kilometer südwestlich des Fram-Feldes und 120 Kilometer nordwestlich von Bergen gebohrt. Das primäre Explorationsziel war der Nachweis von Erdöl im oberen Jura-Reservoir der Oxford-Zeit (Sognefjord-Formation).

Das sekundäre Explorationsziel im Bohrloch war der Nachweis von Erdölgesteinen der mittleren Jurazeit (Brent-Gruppe). In beiden Explorationszielen wurden Kohlenwasserstoffe nachgewiesen. Eine Nebenstrecke (Bohrung 35 / 11-23 A) wird gebohrt, um die Entdeckung in der Sognefjord-Formation abzugrenzen.

Beim primären Explorationsziel stieß das Bohrloch auf zwei kohlenwasserstoffhaltige Sandsteinintervalle in der Sognefjord-Formation. Das oberste Intervall hat eine kombinierte Öl- und Gassäule aus Sandstein von etwa 25 Metern mit variabler Speicherqualität von gut bis extrem gut.

Der Gas / Öl-Kontakt wurde angetroffen, während der Öl / Wasser-Kontakt nicht angetroffen wurde. Das andere Intervall hat eine Ölsäule von ca. 15 Metern in Sandstein mit guter bis sehr guter Reservoirqualität. Der Öl / Wasser-Kontakt wurde festgestellt.

Beim sekundären Explorationsziel stieß die Bohrung in den Formationen Ness und Etive auf eine Öl- und Gassäule von insgesamt etwa 35 Metern, wovon 30 Meter Sandstein mit mäßiger bis sehr guter Reservoirqualität. Die Kontakte Gas / Öl und Öl / Wasser wurden angetroffen.

Vorläufige Schätzungen gehen davon aus, dass die Größe der Entdeckung zwischen 6 und 16 Millionen Standardkubikmeter (Sm3) förderbaren Öläquivalents liegt. Die Lizenznehmer werden erwägen, die Entdeckung in die vorhandene Infrastruktur in der Region Troll-Fram einzubinden. Zunächst wird jedoch ein Bewertungsschacht für die Entdeckung gebohrt. Es gibt auch Hinweise auf Kohlenwasserstoffe in einer fünf Meter dicken Sandsteinschicht in der Wikinger-Gruppe im Oberjura direkt über der Brent-Gruppe, die genauer untersucht werden.

Dies ist die 16. Explorationsbohrung in der Produktionslizenz 090. Die Lizenz wurde in der 8. Lizenzrunde 1984 vergeben.

Die Lizenznehmer der Produktionslizenz 090 sind Equinor Energy AS (45%), ExxonMobil Exploration und Production Norway AS (25%), Idemitsu Petroleum Norge AS (15%) und Neptune Energy Norge AS (15%).

Das Bohrloch wurde nicht einer Formationsprüfung unterzogen, es wurden jedoch umfangreiche Datenmengen erfasst. Die Bohrung 35 / 11-23 wurde bis zu einer vertikalen Tiefe von 2.947 Metern unter dem Meeresspiegel gebohrt und in der Dunlin-Gruppe im Unterjura beendet. Die Wassertiefe beträgt 350 Meter.

Der Brunnen wird nach dem Bohren der Nebenstrecke 35 / 11-23 A dauerhaft verschlossen und aufgegeben. Das Bohrloch wurde von der Bohranlage Deepsea Atlantic gebohrt, die nach dem Bohren des Nebengleises Produktionsbohrlöcher auf dem Feld Askeladd Nord in der Produktionslizenz 064 in der Barentssee bohren wird, wo Equinor der Betreiber ist.