(WO) â Nach Angaben des norwegischen Offshore-Direktorats haben Equinor und seine Partner in den Wildcat-Bohrlöchern 15/3-13 S und 15/3-13 A einen Offshore-Öl- und Gasfund gemacht. Die Bohrlöcher sind Teil von das Gundrun-Feld der Nordsee. Die Bohrungen wurden mit der Bohrinsel Deepsea Stavanger durchgeführt.

Vorläufige Schätzungen gehen davon aus, dass die Größe der Entdeckung zwischen 0,1 und 1,2 MMcm förderbarem Öläquivalent in der Intra-Draupne-Formation und zwischen 0,4 und 1,3 MMcm förderbarem Öläquivalent in der Hugin-Formation beträgt.

Quelle: Norwegisches Offshore-Direktorat

Die Lizenznehmer werden die Bohrergebnisse unter Berücksichtigung anderer Höffigkeiten im Gebiet bewerten.

Geologische Informationen. Das primäre Explorationsziel der Offshore-Bohrlöcher bestand darin, Erdöl in Reservoirgesteinen aus dem späten Jura in der Intra-Draupne-Formation sowie in Reservoirgesteinen aus dem mittleren Jura in der Hugin-Formation nachzuweisen.

Das sekundäre Explorationsziel bestand darin, ein Reservoir im Reservoirgestein der frühen Kreidezeit in der Rødby-Formation nachzuweisen.

Bohrloch 15/3-13 S stieß auf dünne ölhaltige Sandsteinschichten in der Intra-Draupne-Formation. Der Öl/Wasser-Kontakt wurde nicht festgestellt. In der Hugin-Formation stieß die Bohrung auf insgesamt 92 m Sandstein mit schlechten Reservoireigenschaften.

Gas wurde in zwei Abschnitten mit einer Mächtigkeit von jeweils 8 und 7 m angetroffen. Der Gas/Wasser-Kontakt wurde nicht festgestellt.

Eine Nebenstrecke, 15/3-13 A, wurde mit dem Ziel gebohrt, die Offshore-Entdeckung Öl und Gas abzugrenzen.

15/3-13 A entdeckte Öl in einem 85 m dicken Abschnitt in der Intra-Draupne-Formation, 13 m davon waren intermittierende Sandsteinschichten mit mäßiger Lagerstättenqualität. Der Öl/Wasser-Kontakt wurde 4328 m unter dem Meeresspiegel nachgewiesen.

15/3-13 A wies auch etwa 100 m Sandstein mit schlechten Reservoireigenschaften in der Hugin-Formation nach. Der gesamte Abschnitt war wasserführend und es wurde kein Gas-/Wasserkontakt nachgewiesen.

Im sekundären Explorationsziel, der Rødby-Formation in der Unterkreide, wurde kein Reservoir gefunden.

Die Bohrlöcher wurden nicht auf Formation getestet, es wurden jedoch umfangreiche Datenerfassungen und Probenahmen durchgeführt.

Bohrloch 15/3-13 S wurde bis zu einer gemessenen und vertikalen Tiefe von 4826 m bzw. 4740 m unter dem Meeresspiegel gebohrt. Bohrloch 15/3-13 A wurde bis zu einer gemessenen und vertikalen Tiefe von 4900 m bzw. 4814 m unter dem Meeresspiegel gebohrt. Beide Bohrungen endeten in der Sleipner-Formation im Mitteljura.

Die Wassertiefe beträgt 110 m und die Brunnen wurden dauerhaft verstopft und aufgegeben.

Hauptbildquelle: Odjfell Drilling

Quelle des Artikels: Weltöl