Leteåret 2015

Januar

Kopervik
Året startet med nyheten om at Lundins letebrønn 25/10-12 S Kopervik var tørr. Operatøren fant kun spor av olje i nordsjøbrønnen. Brønnen ble boret i lisens 625, om lag 20 kilometer nordvest for 16/2-6 Johan Sverdrup-funnet i midtre del av Nordsjøen, og 180 kilometer vest for Stavanger.

Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter («intra Draupne sandstein»). Sekundært letemål var å påvise petroleum i midtre til nedre jura reservoarbergarter (Hugin- og Sleipnerformasjonene samt Statfjordgruppen).

Brønnen påtraff om lag fem meter «intra Draupne sandstein» av dårlig reservoarkvalitet. To sandsteinsintervaller på om lag 40 og 50 meter ble påtruffet i Huginformasjonen. Reservoarkvaliteten er meget god i det øverste og god i det nederste intervallet. Sleipnerformasjonen ble ikke påtruffet, mens Statfjordgruppen har noen få, tynne sandsteinslag. Draupne- og Huginformasjonene har spor av olje. Brønnen klassifiseres som tørr.

Det ble utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. Dette var den første letebrønnen i utvinningstillatelse 625, som ble tildelt i TFO 2011. Brønn 25/10-12 S ble boret til et vertikalt og målt dyp på henholdsvis 2540 og 2567 meter dyp under havflaten og ble avsluttet i trias (antatt Smith Bankformasjonen). Brønnen ble boret av «Island Innovator.» Havdypet er 116 meter.

«Island Innovator.»

Samtidig hindret værgudene flere leteaktiviteter.

Les mer: Leteuken – Uke 2, 2015

Februar

Zulu
Lundin og semien ”Island Innovator” traff gass med letebrønnen de spuddet i Nordsjøen tirsdag 20. januar; letebrønn 26/10-1 Zulu.

Brønnen ligger omkring tre mil nordøst for gigantfunnet Johan Sverdrup, og Lundin håpet egentlig å finne olje av samme kvalitet som oljen i Johan Sverdrup-funnbrønnen, Avaldsnes. Isteden ble det en gasskolonne på 36 meter i en øvre sandsekvens med ”svært gode reservoaregenskaper.”

Zulu ligger i nordsjølisens 674, som omfatter deler av blokkene 25/12, 26/10, 16/3, 16/6, 17/1, 17/2 og 17/4. Vanndypet er på 140 meter, og formålet med brønnen, som ble boret vertikalt, var å påvise hydrokarboner i Miocen sandstein i Utsiraformasjonen. Toppen av reservoaret var beregnet til 813 meter vertikalt dybde, mens brønnen ble boret til et TVD  (total vertikal dybde) på 995 meter.

Brønnen er grundig logget og kjerneprøver tatt, og brønnen skal nå plugges og forlates. Operatøren har ikke sagt noe om volumet på funnet, men registrerer den som et gassfunn.

Dette var første brønnen i PL 674, som ble tildelt ved TFO-runden i 2013.
Lundin er operatør med 35 prosent andel, og med Petrolia (35 prosent) og E.On (30 prosent) som partnere.

Romeo
Det oppstod ingen søt musikk for Statoil i letebrønn 2/4-22 S Romeo som jackupen «Maersk Gallant» spuddet 10. september, lengst sør i norsk sektor i Nordsjøen. Brønnen er en del av duoen Romeo og Julius som til sammen utgjør operatørens King Lear–felt.

I primært letemål påtraff brønnen en total oljekolonne på 27 meter i Aukformasjonen, hvorav 24 meter med sandstein av god reservoarkvalitet, ifølge OD. I sekundært letemål påtraff brønnen oljekolonner i to intervaller i Bryneformasjonen, hvor den øverste også strekker seg inn i den overliggende Ulaformasjonen i øvre jura. Ingen olje/vann-kontakt ble påtruffet i noen av intervallene i jura. Bryneformasjonen har en total oljekolonne på 46 meter, hvorav om lag 30 meter med sandstein av god til dårlig reservoarkvalitet. Bryne- og Ulaformasjonen har en total oljekolonne på 49 meter, hvorav om lag 15 meter til sammen fra flere tynne sandsteinslag med god til dårlig reservoarkvalitet.

Det ble utført datainnsamling og prøvetaking, og foreløpige beregninger av størrelse på funnet er mellom 0,7 og 2 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter. Ytterligere studier må gjennomføres for å fastslå om funnet kan inngå som del av en framtidig utvikling av området. Dette er den niende letebrønnen i utvinningstillatelse 146.

Brønn 2/4-22 S ble boret til et vertikalt dyp på 4 834 meter under havflaten og avsluttet i Aukformasjonen. Havdypet er 67 meter.

Statoil er operatør for  PL 146 og PL 333 med en eierandel på 77,8  prosent, og Total E&P Norge som eneste partner med en eierandel på 22,2  prosent.

Mars

Igjen hindret været boreoperasjoner i mars, da «Maersk Gallant» måtte vente med å spudde letebrønn 2/4-23 Julius.

Les mer: Leteuken – Uke 10, 2015

April

Skirne Øst
Total E&P Norge og partnere gjorde gassfunn i letebrønnen de spuddet 13. mars med semien ”Leiv Eiriksson”; 25/6-5 S Skirne Øst i PL 627 i Nordsjøen.

Vanndypet på stedet er 120 meter, og boreoperasjonen nådde et dyp på 2.366 meter under havoverflaten.

Formålet var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Huginformasjonen), og brønnen påtraff en total gasskolonne på 10 meter i Huginformasjonen med god til meget god reservoarkvalitet. Reservoaret har mange likhetstrekk med Skirne-feltet som ligger like ved. Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført datainnsamling. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 0,4 og 1,5 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter (o.e.).

Rettighetshaverne for lisensen er: Total Norge E&P AS (operatør – 40 prosent andel), med Centrica, Det Norske og Faroe Petroleum som partnere med 20 prosent andel hver.

Roald Rygg
”Transocean Spitsbergen” avsluttet 13. april boringen av letebrønnen 6706/12-3 Roald Rygg i PL 602, i den sørvestlige delen av Nykhøgda i Vøringsbassenget, etter å ha gjort et gassfunn på mellom to og syv milliarder Sm³ utvinnbar gass (ca 70-250 bcf). Rettighetshaverne vil nå vurdere funnet sammen med andre funn med hensyn til en tilknytning til Aasta Hansteen-feltet.

Letemål med brønnen var å påvise petroleum i øvre kritt reservoarbergarter, hvor primært letemål var Niseformasjonen og sekundært letemål Kvitnosformasjonen. Brønnen påtraff en total gasskolonne på ca 38 meter i Niseformasjonen, hvorav om lag 30 meter i sandstein med svært god reservoarkvalitet. I Kvitnosformasjonen påtraff brønnen vannfyllt sandstein med god reservoarkvalitet.

Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. Brønn 6706/12-3 ble boret til et vertikalt dyp av 3.296 meter under havflaten, og ble avsluttet i Kvitnosformasjonen i øvre kritt. Havdypet er 1.287 meter. Brønnen blir permanent plugget og forlatt.

Partnerskapet består av Statoil 42,5 prosent (operatør), Centrica 20 prosent, Petoro 20 prosent, Wintershall 10 prosent og Atlantic Petroleum Norge 7,5 prosent.

Jordbær Sør
BG Norge AS bommet på letebrønnen 34/3-5 Jordbær Sør i PL 373 S: Brønnen blir klassifisert som tørr.

Brønnen, som ble spuddet 14. februar, er boret om lag fem kilometer sørøst for Knarr-feltet i den nordlige delen av Nordsjøen og om lag 120 kilometer vest for Florø. Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i undre jura reservoarbergarter (Cookformasjonen). Brønnen påtraff 82 meter med sandstein i Cookformasjonen, hvorav 47 meter med god reservoarkvalitet og spor av olje. Jordbær Sør ble boret til et vertikalt dyp på 4253 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Amundsen-formasjonen i undre jura. Det er utført datainnsamling og prøvetaking. Boringen ble avsluttet 9. april. Havdypet er 403 meter.

Rettighetshavere i PL 373S er BG Norge AS (operatør, 45 prosent eierandel), Idemitsu Petroleum AS (25 prosent), Wintershall Norge ASA (20 prosent) og Dea Norge AS (10 prosent).

Ivar Aasen
Det norske og jackupen ”Maersk Interceptor” traff med avgrensningsbrønnene 16/1-21 S og 16/1-21 A på Ivar Aasen-feltet. 16/1-21 S påtraff en total oljekolonne på 54 meter, hvorav 25 meter av god til meget god reservoarkvalitet i Skagerrakformasjonen. Oljen er undermettet som øst på feltet (16/1-16 og 16/1-16 A). Gass/olje forholdet (GOR) i oljesonen er på 130-145 Sm3/Sm3. Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet, men beregnet til om lag 2.436 meter, som er 2 meter dypere enn tidligere antatt i Skagerrakformasjonen. Gass ble ikke påtruffet i brønnen. I Heimdalformasjonen påtraff brønnen 27 meter vannfylt sandstein av god til meget god kvalitet. 16/1-21 A påtraff en total oljekolonne på 41 meter og en gasskolonne på 4 meter, hvorav i alt 29 meter av meget god reservoarkvalitet i Sleipner- og Skagerrakformasjonen. I Sleipnerformasjonen er oljen mettet, mens i Skagerrakformasjonen er den i stor grad undermettet. Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet.

Primært mål for brønnene 16/1-21 S og 16/1-21 A var å undersøke reservoarbergarter og reservoarkvalitet samt utstrekning av en overliggende gasskappe i østlig del av feltet i midtre jura til øvre trias reservoarbergarter (Hugin-, Sleipner- og Skagerrakformasjonen, samt Statfjordgruppen). I tillegg hadde 16/1-21 S et sekundært letemål i overliggende paleocene reservoarbergarter (Heimdalformasjonen). Letebrønnene 16/1-21 S og 16/1-21 A ble boret til et målt dyp (TD) på henholdsvis 2.630 og 3.313 meter og vertikalt dyp (TVD) på 2.530 og 2.463 meter under havflaten og begge ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias. Brønnene er permanent plugget og forlatt. Havdypet er 113 meter.

Partnere i Ivar Aasen er Det norske oljeselskap (operatør, 34,7862 prosent), Statoil Petroleum (41,4730 prosent), Bayerngas (12,3173 prosent), Wintershall (6,4615 prosent), VNG (3,0230 prosent), Lundin (1,3850 prosent) og OMV (0,5540 prosent).

Imsa
Winterhall Norges letebrønn 6406/2-8 Imsa i Norskehavet skuffet, da det ble gjort et lite oljefunn.

Brønnen ble boret om lag 20 kilometer sør for Kristin-feltet i Norskehavet og 190 kilometer nordvest for Kristiansund.

Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i nedre til midtre jura reservoarbergarter (Båt- og Fangstgruppene).

Imsa-funnet: Mellom en og åtte millioner Sm3

Brønnen påtraff to oljekolonner over et intervall på om lag 130 meter i Båt- og Fangstgruppene i sandstein av hovedsakelig dårlig reservoarkvalitet. Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom en og åtte millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.

Rettighetshaverne vil vurdere funnet med hensyn til videre oppfølging. Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.

Brønn 6406/2-8 Bister ble spuddet 18. januar og det var semien ”Transocean Arctic” som utførte operasjonen. Nå reiser riggen videre for å bore undersøkelsesbrønn 35/12-5 S Crossbill i utvinningstillatelse 378 i Nordsjøen, der Wintershall Norge AS er operatør.

Wintershall er operatør (40 prosent) med partnerne Dea Norge (30 prosent) og Repsol (30 prosent).

Mai

Bjaaland
Den omstridte Bjaaland-brønnen ble en skuffelse for OMV og co som måtte erkjenne at årets nordligste letebrønn var tørr. Den ligger på 394 meters havdyp omkring 6 kilometer sørøst for oljefunnet 7324/8-1 Wisting i Barentshavet, 310 km nord for Hammerfest.

7324/8-2 -brønnen i utvinningstillatelse 537 ble spuddet 26. april av semien ”Leiv Eiriksson,” til tross for protester fra blant annet Greenpeace. Hensikten var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura til sentrias alder (Stø- og Fruholmenformasjonen). Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellom- til sentrias alder (Snaddformasjonen). Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 815 meter under havflaten og ble avsluttet i Snaddformasjonen av sentrias alder. Den påtraff om lag 15 meter tykke reservoarbergarter i Støformasjonen med god reservoarkvalitet og om lag 55 meter tykke reservoarbergarter i Fruholmenformasjonen med middels til god reservoarkvalitet. I tillegg påtraff brønnen om lag 10 meter tykke reservoarbergarter i Snaddformasjonen med god reservoarkvalitet. Det hjalp lite, ettersom brønnen er tørr. Det er utført datainnsamling og prøvetaking, og brønnen blir nå permanent plugget og forlatt.

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

Beta Statfjord Nord
Suncor Energys letebrønn 34/4-14 S Beta Statfjord Nord i lisens 375 i Nordsjøen var tørr. Brønnen er en avgrensning til oljefunnet på 34/4-11, og ble 3. mars spuddet av semien ”Borgland Dolphin,” som i perioden 2014-2017 opereres etter en konsortiumsmodell der Suncor er en av operatørene sammen med E.ON E&P, Tullow og Wintershall.

Avgrensningsbrønnen er lokalisert i den nordlige Nordsjøen, ca. 20 km nord for Snorre-feltet. Vanndypet er 383 m.  Funnet på 34/4-11 ble påvist i 2010, og er omtrent 20 kilometer nordvest for Snorrefeltet i Nordsjøen. Reservoaret er i Brent- og Statfjordgruppen og forventede utvinnbare ressurser var før boring av avgrensningsbrønn 34/4-14 S om lag 7 millioner Sm3 olje og 0,7 milliarder Sm3 gass. Formålet med brønn 34/4-14 S Beta Statfjord Nord var å avgrense funnet som ble påvist med brønn 34/4-11 og avgrenset av brønn 34/4-13 S. Brønnen påtraff reservoar i Statfjordgruppen av tidligjura alder og påviste 11 meter netto sandstein av god kvalitet. Det ble boret til et vertikalt dyp på 4.532 meter under havnivå, og brønnen ble avsluttet i Lundeformasjonen av seintrias alder. Brønnen blir permanent plugget og forlatt.

Suncor er operatør for PL 375 (80 prosent) med Core Energy (20 prosent) som eneste partner.

Snømus
Talisman og partnere måtte forlate en tørr nordsjøbrønn 15/12-24 S Snømus i PL 672. Brønnen ble boret med «Maersk Giant» i den midtre delen av Nordsjøen om lag seks kilometer nord for Vargfeltet og 220 kilometer sørvest for Stavanger. Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter i Ula- og Sandnesformasjonen og i midtre jura reservoarbergarter i Hugin-og Sleipnerformasjonen i Varg området. Dette for å forlenge levetiden av Varg-feltet.

Brønnen påtraff om lag 195 meter med sandstein i veksling med siltstein i Ulaformasjonen, hvorav 155 meter er sandsteiner av god til meget god reservoarkvalitet. Videre ble 85 meter med sandstein i veksling med siltstein påtruffet i Skagerrakformasjonen i øvre trias, hvorav 45 meter er sandsteiner hovedsakelig av dårlig reservoarkvalitet. Brønnen har svake spor av petroleum i sandsteinene i både Ula- og Skagerrakformasjonen. Brønnen klassifiseres som tørr.

Brønnen ble boret til et vertikalt og målt dyp av henholdsvis 3.136 og 3.141 meter under havflaten og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias. Havdypet er 86 meter. Brønnen er permanent plugget og forlatt.

Talisman Energy Norge er operatør i PL 672 (25 prosent) med Det norske (25 prosent), Fortis Petroleum (25 prosent) og Ithaca Energy ( 25 prosent) som partnere.

Bister
Heller ikke Statoil gjorde funn i mai, da Bister-brønnene 6407/8-7 og 6407/8-7 A viste seg å være tørre.

Brønnene ble boret i Njord-lisensen PL 348 C med semien «Transocean Spitsbergen», og ligger om lag fire kilometer nord for Hymefeltet i den sørlige delen av Norskehavet og 140 kilometer nord for Kristiansund.
Primært letemål i brønn 6407/8-7 var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Ileformasjonen). Sekundært letemål var å påvise petroleum i nedre jura reservoargergarter (Tilje- og Åreformasjonene). Brønnen påtraff om lag 95 meter tykk Ileformasjon, hvorav 70 meter er sandstein med gode reservoaregeskaper. Videre ble Tilje-og Åreformasjonen påtruffet, henholdsvis 200 og 170 meter tykke, hvorav 160 og 75 meter respektivt er sandstein med god reservoarkvalitet. Brønnen er tørr.

Hensikten med brønn 6407/8-7 A var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Tiljeformasjonen) høyere opp i strukturen. Brønnen påtraff om lag 110 meter tykke reservoarbergarter i Tiljeformasjonen, hvorav 80 meter med sandstein av god reservoarkvalitet. I tillegg kom Åreformasjonen inn med en tykkelse på 200 meter, hvorav 95 meter sandstein med gode reservoaregenskaper. Brønnen klassifiseres som tørr.
Brønnene 6407/8-7 og 6407/8-7 A ble boret til et målt dyp på henholdsvis 3.030 og 3.178 meter og vertikalt dyp på 3.030 og 2.810 meter under havoverflaten, og ble begge avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura. Havdypet er 259 meter. Brønnene blir nå permanent plugget og forlatt.

Statoil er operatør i PL348 C (35 prosent) med partnerne Core Energy (22,5 prosent), E.ON E&P (17,5 prosent), GDF Suez (15 prosent), Faroe Petroleum (7,5 prosent) og VNG Norge (2,5 prosent).

Juni

Morkel
Lundin gjorde i juni et lite oljefunn nordvest for Snorre-feltet i Nordsjøen, i sin 33/2-2 S Morkel-brønn. Semien ”Bredford Dolphin” boret brønnen om lag 40 kilometer nordvest for Snorre-feltet i Nordsjøen og 180 kilometer vest for Florø.

Primært letemål var å påvise petroleum i øvre- og midtre jura reservoarbergarter (Draupneformasjonen og Brentgruppen). Sekundært letemål var å påvise hydrokarboner i nedre jura (Statfjordgruppen) og trias reservoarbergarter (Lundeformasjonen).

Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3.498 meter under havflaten, og ble avsluttet i sandstein og skifre antatt tilhørende Alkeformasjonen i trias. Havdypet er 340 meter. Olje ble påtruffet over et intervall på om lag 173 meter i antatt triassisk Lundeformasjonen med heterolittiske sandsteiner av dårlig reservoarkvalitet. Videre er en formasjonstest gjennomført, og denne ga en produksjonsrate var på 68 Sm3 olje per strømningsdøgn gjennom en 24/64 tommer dyseåpning. Det ble også utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.

Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 579 som ble tildelt i TFO 2010. Partnerne er Lundin Norway AS (operatør, 50 prosent), Bayerngas Norge AS (30 prosent) og Fortis Petroleum Norway (20 prosent).

Gymir
Etter å ha boret tørt på Bister gjorde Statoil et gassfunn i letebrønnen 6706/11-2 Gymir i Norskehavet. Brønnen, som ble boret av semien «Transocean Spitsbergen», påtraff en total gasskolonne på om lag 70 meter i Niseformasjonen, hvorav 40 meter i sandstein med meget god reservoarkvalitet. Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom en og tre milliarder standard kubikkmeter (Sm3 ) utvinnbar gass. Brønnen er i lisens PL 602, i den sørvestlige delen av Nykhøgda i Vøringsbassenget og ca. 233 km fra land som er Skomvær utenfor Røst i Nordland. Brønnen er bare 8 km fra den ferdigstilte funnbrønnen 6706/12-3 Roald Rygg og 14 km fra Snefrid Nord.

Brønn 6706/11-2 ble boret til et vertikal dyp på 2.556 meter under havflaten og avsluttet i Niseformasjonen i øvre kritt. Havdypet er 1.272 meter. Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking, og den blir nå permanent plugget og forlatt.
«Transocean Spitsbergen» reiser nå til Averøy, Kristiansund, da den ikke lenger er i kontrakt med Statoil.

Statoil er operatør i lisensen (62,5 prosent) med partnerne Petoro AS (20 prosent) og Wintershall Norge AS (10 prosent) og Atlantic Petroleum (7,5 prosent).

Crossbill
Wintershall boret tørt på letebrønn 35/12-5 Si Crossbill-prospektet i PL 378. Prospektet ligger i den nordlige delen av Nordsjøen mellom feltene Fram i sørvest og Gjøa i nord, med henholdsvis 18 km og 13 km avstand.

Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Heather-, Sognefjord- og Fensfjordformasjonen).

Brønn 35/12-5 S påtraff om lag 10 meter sandstein i Heatherformasjonen, 35 meter sandstein i Sognefjordfomasjon og 32 meter sandstein Fensfjordformasjonen, alle med god reservoarkvalitet. Det ble også påtruffet 9 meter sandstein av dårlig reservoarkvalitet i Etiveformasjonen. Brønnen er ifølge OD tørr.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3.369 meter og et målt dyp på 3.570 meter under havflaten og ble avsluttet i Osebergformasjonen i midtre jura. Brønnen blir nå plugget og forlatt. Havdypet er 353 meter.
Crossbill ble boret med semien ”Transocean Arctic”, og den ble spuddet søndag 10. mai. Riggen skal nå bore undersøkelsesbrønn 6406/12-4 S Boomerang i utvinningstillatelse 586 i Norskehavet der VNG Norge AS er operatør.

Wintershall er operatør i PL 378, som ble tildelt i 2006, med en eierandel på 45 prosent. De øvrige eierne er Talisman Energy Norge AS (35 prosent) og Capricorn Norge AS (20 prosent).

Havfrue
Etter en skuffende operasjon på Beta Statfjord Nord boret Suncor tørt på nok en letebrønn i Nordsjøen; 25/10-13 S Havfrue. Operasjonen ble avsluttet 19.juni. Letebrønnen, som ble boret med semien ”Borgland Dolphin”, ligger i Nordsjø-lisens 571. Brønnen er lokalisert på 119 meter havdyp, 9 km vest for Balder.

Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter fra paleocen (Tyformasjonen) og i øvre jura (intra Draupne sandstein). Sekundært letemål var å påvise petroleum i nedre trias reservoarbergarter (Smith Bankformasjonen). Formasjonene forventet å være hydrokarbonførende med oljetype tilsvarende Jotun og er prognosert mellom 2.242 og 2.841 meter TVD.
Brønnen påtraff 35 meter tykk sandstein i Tyformasjonen og 44 meter tykk øvre jura sandstein, begge med god reservoarkvalitet. Brønnen påtraff også 223 meter mektig Smith Bankformasjon, hvorav om lag 47 meter er sandstein med moderate til dårlige reservoarkvalitet. Brønnen er tørr, og det er utført datainnsamling, ifølge OD.

Brønn 25/10-13 S ble boret til et målt dyp på 2.925 meter og et vertikalt dyp på 2.715 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i trias (trolig i Smith Bankformasjonen).

I deres opprinnelige plan skulle det bores et sidesteg, 25/10-13 A, dersom det ikke var forekomst av hydrokarboner i brønnens hovedløp, men riggen reiste videre til Wintershalls 10/4-1 Zeppelin i PL 734 i den sentrale delen av Nordsjøen, ifølge OD. Brønnen er permanent plugget og forlatt.

Suncor er operatør i lisensen (60 prosent) med Statoil (40 prosent) som eneste partner.

Zumba
Tullow Oil Norge AS måtte gå tomhendt hjem fra letebrønn 6507/11-11 Zumba i PL591, lokalisert i Norskehavet (Haltenbanken) på 272 meters havdyp, 14 km sørøst for olje- og gassfeltet Heidrun. Brønnen, som viste seg å være tørr, ble boret med semien «Leiv Eiriksson».

Primærmål for letebrønnen var Rognformasjonen, prognosert til 2645 m TVD RT (målt fra riggens boredekk). Brønnen påviste manglende reservoarutvikling og hydrokarboner ble ikke påvist.
Brønnen ble boret til et vertikal dyp på 2.900 meter under havflaten og ble avsluttet i Fangstgruppen.
Brønnen ble spuddet 27. mai, og varigheten av boreoperasjonen var estimert til 50 dager ved tørr brønn og 8 dager ekstra ved funn; til sammen 58 dager inkludert 10 prosent tidspåslag for «venting på vær». Det var ikke planlagt for brønntest eller sidesteg. Brønnen blir permanent plugget og forlatt.

Tullow Oil Norge AS har 60 prosent eierandel og operatørskapet i lisens PL591 medLime Petroleum Norway AS (25 prosent) og North Energy ASA (15 prosent) som lisenspartnere.

Juli

Gina Krog East
Statoil fant i juli olje og gass i letebrønnen 15/6-13 Gina Krog East 3, og de tilhørende to avgrensningsbrønnene, i Nordsjøen. Brønnene ble boret med semien «Songa Trym», om lag 250 kilometer vest for Stavanger og like nordøst for Gina Krog-feltet.

Hensikten med brønn 15/6-13 var å påvise økonomiske petroleumsvolum i midtre jura reservoarbergarter (Huginformasjonen), skaffe tilstrekkelige data for å unngå videre avgrensning, undersøke funnets størrelse, reservoarbergartens egenskaper og kontinuitet samt bestemme egenskapene til petroleum.

Hensikten med sidestegene 15/6-13 A og 15/6-13 B var å avgrense funnet med hensyn til muligheten for henholdsvis olje dypere og gass høyere på strukturen.

15/6-13 har to separate oljekolonner, hvorav 13 og 3 meter i sandstein med moderate til gode reservoaregenskaper i henholdsvis Hugin- og øvre del av Sleipnerformasjonen. Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet.

15/6-13 A påtraff sju og ni meter tykke sandsteiner med moderat reservoarkvalitet i henholdsvis Hugin- og Sleipnerformasjonen, begge vannførende. Vannførende sandstein i Huginformasjonen antas å stå i trykkommunikasjon med oljesonen i 15/6-13.

15/6-13 B viser en total gasskolonne på om lag 60 meter, hvorav 7 meter i sandstein med moderat reservoarkvalitet i Huginformasjonen og 26 meter med sandstein med moderate reservoaregenskaper i Sleipnerformasjonen. Underliggende sandstein i Skagerrakformasjonen er tett og vannførende.

For funnet som helhet er total olje- og gasskolonne på til sammen om lag 300 meter, hvorav 150 meter for hver av dem. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom en og to millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter i Huginformasjonen, mens beregninger av eventuelle tilleggsvolumer fra Sleipnerformasjonen krever en videre evaluering for nærmere avklaring.

Rettighetshaverne i Gina Krog Unit vil evaluere funnet videre med tanke på en mulig utvikling og tilknytning til Gina Krog-feltet.

Brønnene 15/6-13, 15/6-13 A og 15/6-13 B ble boret til et målt dyp på henholdsvis 3.577, 3.925 og 3.773 meter og vertikalt dyp på 3.552, 3.716 og 3.447 meter under havflaten. Alle ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias. Brønnene er permanent plugget og forlatt. Havdypet er 114 meter.

Statoil er operatør (58,7 prosent) med partnerne Total (38 prosent) og Det norske (3,3 prosent).

GP Vest
Det ble i juli også kjent at Det norske avgrenset nordsjøfeltet Ivar Aasen, etter å ha boret ferdig tre GP Vest-brønner med jackupen «Maersk Interceptor». Hensikten med hovedbrønnen 16/1-22 S GP Vest var å undersøke reservoarbergarter og reservoarkvalitet samt sikre dybdekontroll langs vestflanken av feltet i midtre jura til øvre trias reservoarbergarter (Hugin-, Sleipner- og Skagerrakformasjonen) for å kunne optimalisere brønnplassering med tanke på dreneringsstrategi. Sidestegene 16/1-22 A og 16/1-22 B ble boret henholdsvis 1.000 meter nordøst og 1.350 meter nord for 16/1-22 S for å undersøke reservoarbergarter og gjøre ytterligere datainnsamling. I tillegg skulle 16/1-22 A undersøke en underliggende seismisk anomali.

Størrelsen på feltet før boring av avgrensningsbrønnene var på 24 millioner standardkubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje, 1 million Sm3 utvinnbar kondensat og 4,5 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
16/1-22 S påtraff en oljekolonne på 3 meter i sandstein av god til meget god reservoarkvalitet i Skagerrakformasjonen. Oljen er mettet med et gass/olje-forhold på om lag 160 Sm3/Sm3, som ellers i vest på feltet (16/1-11,16/1-11 A og 16/1-9). Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet, men beregnet til om lag 2435 meter, som er dypere enn tidligere beregnet olje/vann-kontakt for Skagerrakformasjonen (16/1-11 A).
16/1-22 A påtraff en total oljekolonne på om lag 55 meter i Skagerrakformasjonen, hvorav 30 meter i sandstein med varierende reservoarkvalitet fra moderat til meget god. Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet. Den seismiske anomalien knyttes til toppen av en total oljekolonne på om lag 25 meter i underliggende sandstein (alluvial vifte), hvorav 15 meter med moderate reservoaregenskaper. Den oljeholdige delen av den sandige viften inngår ikke i feltets tidligere rapporterte reserver.
16/1-22 B påtraff en total oljekolonne på om lag 45 meter i Skagerrakformasjonen, hvorav 25 meter i sandstein med god til meget god reservoarkvalitet. Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet.
Ingen av brønnene ble formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. Resultatene har ifølge OD gitt verdifull informasjon med hensyn til endelig plassering av produksjons- og vanninjeksjonsbrønner. Gass ble ikke påtruffet i brønnene.

Brønnene 16/1-22 S, 16/1-22 A og 16/1-22 B ble boret til et målt dyp på henholdsvis 2640, 2896 og 3215 meter og vertikalt dyp på 2562, 2468 og 2501 meter under havflaten. Alle ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias. Brønnene er permanent plugget og forlatt. Havdypet er 113 meter.

Partnere i Ivar Aasen er Det norske oljeselskap (operatør, 34,7862 prosent), Statoil Petroleum (41,4730 prosent), Bayerngas (12,3173 prosent), Wintershall (6,4615 prosent), VNG (3,0230 prosent), Lundin (1,3850 prosent) og OMV (0,5540 prosent).

Zeppelin
Wintershall boret i midten av juli tørt på letebrønnen 10/4-1 Zeppelin i PL 734 i den sentrale delen av Nordsjøen. Brønnen er ca. 37 km øst/sørøst for Yme-feltet, og ble boret av semien ”Borgland Dolphin,” som også boret tørt på Suncors Havfrue-prospekt.

Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Sandnesformasjonen) og i midtre jura reservoarbergarter (Bryneformasjon). Sekundær letemål var å påvise petroleum i øvre perm reservoarbergarter.

Brønn 10/4-1 påtraff om lag 90 meter tykke reservoarbergarter i Sandnes- og Bryneformasjonen med god reservoarkvalitet. Brønnen påtraff ikke reservoar i permiske bergarter. Brønnen er tørr, ifølge OD.

Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 2.348 meter under havflaten og ble avsluttet i bergarter av sein perm alder. Havdypet er 98 meter. Brønnen er permanent plugget og forlatt.

”Borgland Dolphin” skal nå bore undersøkelsesbrønnen 6507/3-11 S Salander i PL 650 i Norskehavet, der E.ON E&P Norge AS er operatør.

Lisensen ble tildelt i 2014, Wintershall er operatør av PL 734 med 40 prosent eierandel. De øvrige eierne er Lundin (30 prosent) og Centrica (30 prosent).

Julius
Statoil og co. avsluttet i juli boreoperasjonen i brønnen de spuddet 13. mars; 2/4-23 S Julius, helt sør i Nordsjøen, nær gassfeltet King Lear, etter å ha funnet gass/kondensat. Det var jackupen ”Maersk Gallant” som boret Julius, som kan være nøkkelen til en ny gassutbygging lengst sør i norsk sektor. I nærheten er Romeo som skuffet med et funn på mellom 0,7 og 2 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter. Julius er lokalisert på 68 meters vanndyp, ca. 15 km nord for Ekofisk-feltet, og ca 260 km fra Lista i Vest-Agder.

Hovedformålet med brønnen var å undersøke potensialet for hydrokarboner i Øvre/Midtre Jura Ula/Bryne-formasjonene, det vil si å påvise kommersielle ressurser av gass/kondensat i PL 146/333. Videre var målsettingen med brønnen å avgrense Øvre Jura Farsund-formasjonen (King Lear-funnet). Sekundært mål med brønnen var å undersøke potensialet for hydrokarboner i den Triassiske Skagerrak-formasjonen. Hovedløpet ble boret som en vertikal brønn i syv seksjoner ned til 5.548 meter total dybde (opprinnelig plan var 5.524 meter).

I primært letemål påtraff brønnen 41 meter med gass-/kondensatfylte sandsteinsbergarter i Ulaformasjonen med moderat reservoarkvalitet. olje-vannkontakten ble ikke påtruffet. Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 2,5 og 12 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter. Brønnen påtraff videre 30 meter brutto med vannfylt sandstein med dårlig reservoarkvalitet i Bryneformasjonen.

Brønnen påtraff også en 20 meter tjukk gass-/kondensatkolonne i Farsundformasjonen, i to soner på fem meter tjukke reservoarbergarter med moderat/god reservoarkvalitet, som bekreftet trykkforbindelse med funnet 2/4-21 King Lear. Avgrensningen av 2/4-21-funnet fører ikke til endring av ressursestimatene.
Skagerrakformasjonen hadde dårlig reservoarkvalitet og var vannfylt, ifølge OD.

Brønnen er, i likhet med både King Lear og Romeo, definert som en høytrykks-, høytemperaturs- brønn (HPHT-brønn). Letebrønnen ble spuddet 13. mars, og den planlagte operasjonen, inkludert sidesteg, hadde en estimert varighet på 273 døgn, med et estimert dieselforbruk på 20 tonn per døgn.

Rettighetshaverne vil vurdere funnene sammen med hensyn til en optimal utbygging.

Haribo
I juli ble det også kjent at letebrønnen 2/11-11 Haribo, i PL 616, påtraff om lag 330 meter tykke reservoarbergarter i Hodformasjonen med dårlig reservoarkvalitet. Brønnen er, ifølge OD, tørr.

Brønnen er i den sørlige delen av Nordsjøen, og ble boret med semien ”Transocean Searcher” som nå legges i opplag. Nærmeste installasjon er Hod, lokalisert 4,5 km øst for Haribo. Vanndypet på lokasjonen er rundt 68 meter.

Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre kritt kalksteinsbergarter (Hodformasjonen). Brønnen 2/11-11 ble boret til et vertikalt dyp på 3.388 meter under havflaten (prognosert maksdyp var 3.372 meter TVD RKB) og ble avsluttet i Hidraformasjonen (øvre kritt). Havdypet er 68 meter.
Brønnen ble spuddet søndag 21. juni, og operasjonen ble estimert å vare i 45 dager ved tørr brønn og maksimalt 87 dager ved funn og boring av et potensielt sidesteg.

Lisens 616 ble tildelt i 2011, og Edison er operatør (25 prosent) med partnerne Noreco (20 prosent), Concedo (20 prosent), Skagen44 (15 prosent), North Energy (15 prosent) og Lime Petroleum (5 prosent).

August

Edvard Grieg Appraisal
Lundin meldte i begynnelsen av august at jackupen ”Rowan Viking” som boret avgrensingsbrønnen 16/1-23 S Edvard Grieg Appraisal SE i PL 338 i Nordsjøen, har truffet på en 66 meters oljekolonne.

Formålet med avgrensningsbrønnen var å bevise tilstedeværelsen av høykvalitets reservoar bergartstyper, verifisere tilstedeværelsen av det sørlige bakbassenget og dets reservoar bergartstyper, verifisere kvaliteten på konglomeratet, verifisere de gode reservoar egenskapene funnet i «deep zone» i 16/1-18, samt innhente informasjon til hjelp ved planleggingen av produksjonsbrønner i den sørøstlige delen av Edvard Grieg.

Brønnen, som ble boret til dyp på 2.043 meter, traff på en oljekolonne på 66 meter i lag av sandstein/grus av medium- til gode reservoaregenskaper. Innhenting av data og prøvetaking foregår fremdeles, men Lundin kaller de foreløpige resultatene ”svært lovende.”

PL 338 ble tildelt i TFO-runden i 2004. Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (Operatør, 50 prosent*) med  OMV (20 prosent), Statoil (15 prosent) og Wintershall AS (15 prosent) som partner.

Salander
E.ON boret i august tørt på letebrønn 6507/3-11 S Salander i lisens PL 650 i Norskehavet. Brønnlokasjonen er på Haltenbanken, øst for Skarvfeltet og sør for Norne, ca. 164 km fra nærmeste landområde som er Kalvøya i Vikna kommune.

Primærmålet for brønnen var Midt-Jura Fangstgruppen, bestående av Garn- og Ileformasjonene, som var prognosert på 2.081 meter TVD.

I primært letemål påtraff brønnen en om lag 30 meter reservoarbergarter i Garnformasjon og 60 meter reservoarbergarter i Ileformasjonen (Fangstgruppen), begge med meget god reservoarkvalitet. I sekundært letemål ble det påtruffet om lag 95 og 70 meter reservoarbergarter i henholdsvis Tilje- og Åreformasjonen i Båtgruppen, begge med gode til meget gode reservoaregenskaper. Brønnen er tørr, ifølge OD.

Brønnen ble boret til et målt og vertikalt dyp på henholdsvis 2.470 og 2.306 meter under havflaten og ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.

Havdypet er 350 meter. Det er utført datainnsamling, og brønnen blir permanent plugget og forlatt.

E.ON E&P Norge AS er operatør (35 prosent) med partnerne Statoil (40 prosent) og Tullow Oil Norge AS (25 prosent).

Luno II North
Etter funnbrønnen Morkel, gjorde Lundin og semien «Bredford Dolphin» nok et funn; på 16/4-9 S Luno II North i Luno II-prospektet.

Brønnen ligger i PL 359, i midtre delen av Nordsjøen, ca. 15 km sør-vest for Edvard Grieg-feltet. Vanndypet på lokasjonen er 102 meter.

Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av jura til trias alder. Brønnen påtraff en oljekolonne på 23 meter i konglomeratisk sandstein i forannevnte bergarter, hvorav 18 meter med moderat reservoarkvalitet. Olje/vann-kontakten ble påtruffet 1.954 meter under havflaten. Hele reservoaret, inklusiv vannsonen, består av sandsteiner og konglomerater med om lag 230 meter tykkelse.

Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er på mellom to og fire millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter. Funnet vil bli utviklet sammen med funnet 16/4-6 Sog vurdert tilknyttet Edvard Grieg-feltet.

Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. En formasjonstest ble gjennomført. Produksjonsraten var på 150 standard kubikkmeter (Sm3) olje per strømningsdøgn gjennom en 32/64 tommers dyseåpning. Testen viste moderate strømningsegenskaper. Oljen er lett med et gass/olje-forhold på 210 Sm3/Sm3.

Lisens 359 ble tildelt ved TFO-runden i 2005, og partnerne er Lundin Norway AS (operatør, 40 prosent) Premier  Oil Norge AS (30 prosent) og Statoil Petroleum AS (30 prosent).

Edvard Grieg
I slutten av august ble Lundin ferdig med å avgrense Edvard Grieg, med nordsjøbrønnen 16/1-23 S Edvard Grieg Appraisal SE i PL 338. Det var ”Rowan Viking” som boret avgrensningsbrønnen som ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, på ca. 108 meters vanndyp. Avstanden til land er ca. 158 km (Utsira, Rogaland).

Hensikten med brønnen var å undersøke reservoarbergarter, reservoaregenskaper og olje/vann-kontakten med hensyn til å avgrense den sørøstlige delen av Edvard Grieg-feltet. I tillegg var formålet å optimalisere dreneringsstrategien for å kunne plassere utvinningsbrønner best mulig i dette området.

Brønnen 16/1-23 S påtraff en total oljekolonne på 67 meter i konglomeratiske sandsteiner med moderat til god reservoarkvalitet. Olje/vann-kontakten ble påtruffet 1933,5m under havflaten, som er 5,5 meter grunnere enn kontakten i resten av feltet.

Foreløpige beregninger viser at resultatene fra brønnen kan føre til en økning på mellom 1 og 8 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje i denne delen av Edvard Grieg-feltet. Videre arbeid er forventet å redusere usikkerheten i dette estimatet.

Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. I alt fem småskala formasjonstester (mini-DSTer) er gjennomført i olje og vannsonen, med test-produksjon av en-meters intervaller inn gjennom borestrengen. Testene i oljesonen viste gode strømningsegenskaper, mens i vannsonen var strømningsraten moderat.

Avgrensningsbrønn 16/1-23 S er boret til et målt og vertikalt dyp på henholdsvis 2.130 og 2.043 meter under havflaten og er avsluttet i granittisk grunnfjell. Brønnen blir permanent plugget og forlatt. Havdypet er 108 meter.

PL 338 ble tildelt i TFO-runden i 2004. Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (Operatør, 50 prosent*) med  OMV (20 prosent), Statoil (15 prosent) og Wintershall AS (15 prosent) som partnere.

* Skal selge 30 prosent til Lime Petroleum Norge.

Knappen
August ble avsluttet med at Statoil boret tørt på letebrønnen 16/7-11 Knappen i PL 072 B i Nordsjøen.

Prospektet ligger på 81 meters vanndyp, 3,75 km øst for Sleipner Øst og 203 km fra nærmeste kyst, som er Utsira i Rogaland.

Brønnen ble boret med semien ”Songa Trym,” og tidligste borestart på Knappen var opprinnelig estimert til medio februar 2015, men så dro riggen til britisk farvann.

Hovedformålet med brønnen var å bekrefte kommersielle ressurser i Triassic Skagerakformasjonen, og den var planlagt boret med en vertikal hovedbrønn i fire sekvenser. Planlagt boredybde i hovedbrønnen var 2.680 meter. Det var ikke planlagt å gjennomføre brønntest. Brønnen boret 97 meter inn i Skagerrakformasjonen, hvorav om lag 50 meter i tynne sandsteinslag med moderat til god reservoarkvalitet. Brønnen er tørr, ifølge OD.

Knappen ble boret til et vertikalt dyp på 2.625 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen.

Statoil Petroleum AS er operatør i lisens 072 (40 prosent) med partnerne ExxonMobil Exploration & Production Norway AS (30 prosent) og Origo Exploration Norway AS (30 prosent*).

*Origo har kjøpt 10 prosent fra Statoil og 20 prosent fra ExxonMobil.

September

Myrhauk
September startet med at Premier Oil Norge og jackupen «Maersk Guardian» boret tørt på nordsjøbrønnen 3/7-10 S Myrhauk, i PL 539.

Brønnen ligger 47 km øst-nordøst for Valhal og 55 km øst-sørøst for Ekofisk, i sørlige Nordsjøen på 69 meters vanndyp. Korteste avstand til norsk fastland er 240 kilometer (Lista) og 250 kilometer til den danske kysten.

Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre og midtre jura reservoarbergarter (Ula- og Bryneformasjonen). Brønnen påtraff ikke Ulaformasjonen. Bryneformasjonen ble påtruffet med en tykkelse på om lag 110 meter, hvorav 45 meter med moderat reservoarkvalitet. Brønnen er tørr, ifølge OD.

Myrhauk ble boret til et målt og vertikalt dyp på henholdsvis 3.511 og 3.464 meter under havflaten og avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias. Havdypet er 68,5 meter. Brønnen blir nå plugget og forlatt.

«Maersk Guardian», som eies av A.P.Møller – Maersk Group og opereres av Maersk Drilling Norge AS, skal nå til Fredrikshavn for å gå i opplag.

Premier Oil Norge AS har 40 prosent eierandel og operatørskapet i lisensen, som kun består av blokken 3/7. Lisenspartnere er Suncor Energy Norge AS(20 prosent), RWE Dea Norge AS (20 prosent), Dana Petroleum Norway AS (12 prosent) og Ithaca Petroleum Norge AS (8 prosent).

Oseberg
Statoil fant olje etter å ha boret letebrønnen 30/9-27 S, i Nordsjøen, med semien «Songa Delta». Letebrønnen er lokalisert i PL104, og er om lag 7 kilometer vest for Oseberg Sør-feltet og om lag 146 kilometer vest for Bergen.

Statoil: En til to millioner standard kubikkmeter utvinnbare oljeekvivalenter

Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura alder (Tarbertformasjonen). Brønnen påtraff en oljekolonne på 34 meter i sandstein med moderat til god reservoarkvalitet. Olje/vann-kontakten ble påtruffet 3.242 meter under havflaten.

Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er på mellom en og to millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter. Funnet vil bli utviklet sammen med Oseberg Delta 2-prosjektet som er under utvikling, og rettighetshaverne vurderer en produksjonsbrønn i strukturen som er påtruffet med undersøkelsesbrønn 30/9-27 S.

Dette var den 28. letebrønnen i PL104, som kun består av blokken 30/9. Tillatelsen ble tildelt i 9. konsesjonsrunde i 1985.

Rettighetshaverne i PL104 er operatøren Statoil Petroleum AS (49,3 prosent), og partnerne Petoro AS (33,6 prosent), Total E&P Norge AS (14,7 prosent) og ConocoPhillips Skandinavia AS (2,4 prosent).

Boomerang
I september gjorde VNG Norge og ”Transocean Arctic” et oljefunn i letebrønn 6406/12-4 S og 6406/12-4 A Boomerang.

VNG Norge AS, operatør for utvinningstillatelse 586, er i ferd med å avslutte boring av undersøkelsesbrønnene 6406/12-4 S og 6406/12-4 A. Dette melder OD i dag.

Brønn 6406/12-4 S ble boret omlag 33 kilometer sørvest for Njordfeltet i den sørlige delen av Norskehavet og omtrent 1,7 kilometer sørøst for funnbrønn 6406/12-3 S (Pil) i PL 586.

Primært letemål med brønn 6406/12-4 S var å påvise petroleum i øvre jura sandsteiner i et sørvestlig segment som grenser til funnet 6406/12-3 S (Pil). Brønnen påtraff en om lag 590 meter tykk enhet med øvre jura bergarter, hvorav 20 meter med sandstein (Rognformasjonen) med god reservoarkvalitet. Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom to og fem millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter. Rettighetshaverne vil vurdere funnet sammen med andre funn i nærheten med hensyn til en mulig utbygging.

Sekundært letemål var å påvise petroleum i øvre jura bergarter (sandsteiner i intra Melkeformasjonen), utbredelse, tykkelse og egenskaper til reservoarbergartene samt dyp til hydrokarbonkontakter. Brønnen påtraff 368 meter med sandsteiner i intra Melkeformasjonen med varierende kvalitet og med spor av olje.

Hensikten med brønn 6406/12-4 A var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (sandsteiner i intra Spekk- og intra Melkeformasjonen) i et sørlig segment som grenser til funnet 6406/12-3 S (Pil). Brønnen 6406/12-4 A påtraff om lag 20 meter med intra Spekk sandsteiner og 515 meter med reservoarbergarter i intra Melkeformasjonen, begge med dårlige reservoar egenskaper. Reservoaret har kun spor av hydrokarboner. Brønnen er klassifisert som tørr.

Det ble utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. Dette er den fjerde og femte brønnen som er boret i utvinningstillatelse 586, som ble tildelt i TFO 2010.

6406/12-4 S ble boret til et målt og vertikalt dyp på henholdsvis 4318 og 3832 meter under havflaten, og avsluttet i Melkeformasjonen i øvre jura.

6406/12-4 A ble boret til et målt og vertikalt dyp på henholdsvis 4058 og 3799 meter, og avsluttet i Melkeformasjonen i jura. Havdypet er 319 meter.

Alta III
I slutten av september ble det klart at Lundin Norway, operatør for utvinningsstillatelse 609, gjorde vellykket boring av avgrensingsbrønnene 7220/11-3 og 7220/11-3 A Alta III på olje- og gassfunnet 7220/11-1 Alta.

Brønnene er boret om lag fire kilometer sør for funnbrønnen 7220/11-1 og om lag tre kilometer nordøst for avgrensingsbrønnene 7220/11-2 og 7220/11-2 A.

Funnet 7220/11-1 ble påvist i i kalksteinsbergarter i Gipsdalengruppen i oktober 2014. Etter boring av funnbrønnen var operatørens ressursanslag for funnet på mellom 14 og 50 millioner Sm3utvinnbar olje og mellom 5 og 17 milliarder Sm3utvinnbar gass.

Hensikten med brønnene var å avgrense funnet 7220/11-1 og i tillegg undersøke reservoarutbredelse og hydrokarbonkolonner.Brønn 7220/11-3 påtraff en 75 meter gasskolonne og øvre del av en oljekolonne i kalksteinsbergarter i Gipsdalengruppen, med god til svært god reservoarkvalitet. På grunn av tekniske utfordringer ble brønnen plugget.

Det ble besluttet å bore et sidesteg, 7220/11-3 A, om lag 400 meter mot sørøst. Brønnen påtraff en hydrokabonkolonne på 74 meter, hvorav 30 meter gasskolonne og 44 meter oljekolonne i reservoarbergarter med god til dårlig reservoarkvalitet. Alderen til reservoarbergartene er usikker, men antas å være av trias og/eller perm alder. Brønnen blir midlertidig plugget og forlatt for å ha mulighet til å komme tilbake for å bore dypere og eventuelt gjennomføre en produksjonstest.

Trykkgradienter fra brønnene 7220/11-3 og 7220/11-3 A viser kommunikasjon med funnbrønnen 7220/11-1. Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking i begge brønnene.

Resultatene fra avgrensningsbrønnene er viktige med hensyn på videre arbeid med å kartlegge østflanken av funnet. Ressursestimatet vil bli revurdert basert på de nye dataene.

Dette er fjerde og femte letebrønn i utvinningstillatelse 609. Tillatelsen ble tildelt i 21. konsesjonsrunde i 2011.

Avgrensingsbrønnene 7220/11-3 og 7220/11-3 A ble boret til et målt dyp på henholdsvis 1926 meter og 2105 meter og vertikalt dyp på henholdsvis 1925 og 1962 meter under havflaten, og ble avsluttet i Gipsdalengruppen av perm alder. Havdypet er 397 meter.

Oktober

Tvillingen Sør
I slutten av februar forlot Maersk og «Leiv Eiriksson» letebrønn 6406/6-4 S Tvillingen Sør på grunn av tekniske problemer. I august var riggen tilbake på lokasjon for å gjøre et nytt forsøk på å bore brønnen, og i oktober melder operatøren at resultatet er en ikke-kommersiell brønn.

Prospektet ligger i lisens PL 510 på Haltenbanken i Norskehavet, og borelokasjonen er omkring 28 km sørøst for Kristin-feltet.

Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 1,5 og 3 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter. Foreløpig vurdering viser at funnet ikke er lønnsomt pr i dag, ifølge OD.

Hovedmålet med brønn 6406/6-4 S var å teste reservoaregenskaper og hydrokarbonpotensialet i midtre til nedre Jura sandsteiner. Brønnen påtraff en hydrokarbonkolonne på opp til 30 meter i Garnformasjonen med god reservoarkvalitet. De dypere reservoarmålene viste god reservoarkvalitet, men var vannbærende. Resultatet ble dermed et ikke-kommersielt gass/kondensatfunn. Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført datainnsamling og prøvetaking.

PL 510 ble tildelt i TFO 2008, og Tvillingen Sør er et av fem prospekter i lisensen. Tvillingen Sør var estimert å ha potensielt 104 millioner fat oljeekvivalenter (mboe), med en funnsannsynlighet på 40 prosent. Et eventuelt funn var ventet å være gass/kondensat av typen Lavrans, som kunne knyttes til Kristin, med potensiell produksjonsstart i 2018/2019.

Maersk er operatør i lisens 510 (50 prosent) med partnerne Edison (30 prosent) og North Energy (20 prosent).

Hagar
Repsol Norge boret tørt på letebrønn 6306/5-2 Hagar i oktober. Letebrønnen ble boret av “Bredford Dolphin”, om lag 65 kilometer sørvest for Njord-feltet og 35 kilometer sørøst for funnene6406/12-3 S og A (Pil og Bue) i Norskehavet.

Målet med boreoperasjonene var å kartlegge hydrokarbonpotensialet i Rogn- og Melkeformasjonen, og operatøren trodde det var 20 prosent sjanse for å finne en ny Pil & Bue.

Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 642. Tillatelsen ble tildelt i TFO 2011. Brønn 6306/5-2 ble boret til en totalt dybde (TD) på 3.643 meter.

Rettighetshaverne i PL 642 er Repsol (operatør, 40 prosent andel), OMV (20 prosent), Tullow (20 prosent) og Petoro (20 prosent).

November

Blink
Ifølge lisenspartner Faroe Petroleum var det ikke indikasjoner på hydrokarboner i letebrønn 6406/12-5 S Blink. Hensikten med letebrønnen i PL 586 var å teste hydrokarbonpotensialet i øvre jura reservoarbergarter. Man ventet separate hydrokarbonførende Intra-Melke formasjoner, prognosert på 3.283 meter TDV.

Ifølge lisenspartner Faroe Petrolem påtraff brønnen en 557 meter brutto del av øvre jura sandstein etter et teknisk sidesteg (6406/12-5 S T2). Brønnen nådde et totalt vertikalt dyp på 3.710 meter under havflaten, og foreløpige analyser fra kabellogger, trykk og væskeprøvetaking viser at brønnen påtraff rene vannfuktede sandstein med gode reservoaregenskaper, men uten indikasjoner på hydrokarboner.

6406/12-5 S Blink ble boret av «Transocean Arctic» på Haltenbanken i Norskehavet, cirka 27 kilometer sørvest for Njord-feltet og fem kilometer nordøst for Pil-funnbrønnen.

VNG Norge AS er operatør (30 prosent) med partnerne Spike Exploration Holding AS (30 prosent), Faroe Petroleum Norge AS (25 prosent) og Rocksource Exploration Norway AS (15 prosent).

Tarvos
Statoils letebrønn 34/8-16 S Tarvos i PL 120 påtraff en olje/gass/kondensat-kolonne på om lag 85 meter i Lundeformasjonen. Letebrønnen ligger ca. 8 km sørøst for Visund Nord og ca. 108 km fra nærmeste land som er Bulandet (Sogn og Fjordane).

Hovedformålet med 34/8-16 S var å påvise økonomisk tilstedeværelse av gass og/eller kondensat i Lomvi Formasjonen i N2 segmentet. Sekundærformålet var å utforske mulige tilleggsvolumer i Iapetus East-prospektet samt i Tarvos Lunde-prospektet.

Brønnen påtraff en olje/gass/kondensat-kolonne på om lag 85 meter i Lundeformasjonen, hvorav 40 meter med moderat til god reservoarkvalitet. Brentgruppen er ikke tilstede. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 2,5 og 6,9 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.

Ifølge OD vil rettighetshaverne vurdere videre utvikling av funnet i sammenheng med eventuelt andre tilleggsressurser. Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det ble utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.

Dette er den 26. letebrønnen som er boret i utvinningstillatelse 120. Brønn 34/8-16 S ble boret av «Songa Trym» til et vertikalt og målt dyp på henholdsvis 3875 og 3830 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Hegregruppen i trias. Havdypet er 380 meter. Det er kjent at Statoil har kansellert kontrakten med Songa Offshore-riggen «Songa Trym», som ifølge OD avsluttet boreoperasjonen på letebrønnen 34/8-16 S Tarvos kort tid etter. En ny OD-oppdatering sier at boreoperasjonen ble avsluttet 16. november. Riggen er i dag ved Skipavika Terminal, nord for Statoil Mongstad, i Mongstad havnebasseng.

PL 120 ble tildelt 23. august 1985, og Statoil Petroleum AS er operatør med en eierandel på 59,064516 prosent. Lisenspartnere er Petoro AS (16,935484 prosent), ConocoPhillips Skandinavia AS (13 prosent), samt Total E&P Norge AS (11 prosent).

Desember

Syrah
I desember fant Wintershall olje i letebrønn 35/11-18 Syrah. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 6,29 og 18,87 millioner fat utvinnbar olje.

Undersøkelsesbrønn 35/11-18 Syrah og avgrensningsbrønn 35/11-18 A ligger i PL 246, om lag fire kilometer vest for Vega Sør-feltet.

Primært letemål for brønn 35/11-18 var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Brentgruppen). Sekundært letemål var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (sandsteiner i Heatherformasjonen).

I primært letemål påtraff brønnen Brentgruppen med 275 meter mektighet med moderat til god reservoarkvalitet. Brønnen påviste lett olje i Tarbert- og Osebergformasjonen, med henholdsvis om lag elleve og tre meter kolonne.

I sekundært letemål påtraff brønnen en åtte meter hydrokarbonkolonne med god til dårlig reservoarkvalitet.

Hensikten med avgrensningsbrønn 35/11-18 A var å undersøke reservoarutbredelse og hydrokarbonkolonner, og er boret om lag 450 meter sør for funnbrønnen. Brønnen påviste gass og olje i to sandsteiner på henholdsvis 33 og 24 meter brutto mektighet i øvre jura (Heatherformasjonen) med dårlig til god reservoarkvalitet. Brønnen påtraff olje i hele Brentgruppen, som er 270 meter, med moderat til god reservoarkvalitet. Brønnen påtraff dessuten en 46 meter kolonne med lett olje i nedre jura (Cookformasjonen). Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 6,29 og 18,87 fat utvinnbar olje.

Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking, inkludert to formasjonstester i Cook- og Osebergformasjonen i 35/11-18 A. Testene viser gode strømningsegenskaper med stabilt strømningstrykk og lavt trykkfall, med god permeabilitet.

Brønnene er den andre og tredje letebrønnen i utvinningstillatelse 248. Havdypet er 366 meter.

Brønn 35/11-18 ble boret til et målt dyp på 3759 meter under havoverflaten (3709 meter vertikalt dyp) og avsluttet i bergarter av tidligjura alder (Cookformasjonen). Avgrensningsbrønnen ble boret til et målt dyp på 4020 meter under havoverflaten (3874 meter vertikalt dyp) og avsluttet i bergarter av tidligjura alder (Statfjordgruppen).

Rolvsnes
Bittelille julaften meldte Lundin Norway at de hadde påtruffet en brutto oljekolonne på 30 meter i letebrønn 16/1-25 S i Nordsjøen.

Brønnen ligger i PL 338C på sørvestsiden av Utsirahøyden, cirka 6 km sør for Edvard Grieg-feltet i Nordsjøen, hvor Lundin er operatør.

Brønnen påtraff en brutto oljekolonne på 30 meter i porøse bergarter av granitt. Trykkdata og type olje indikerer at petroleumssystemet er i forbindelse med Edvard Grieg Sør-funnet, som ble gjort av Lundin Norway i 2009. Omfattende datainnsamling og prøvetaking ble utført i reservoaret, inkludert konvensjonell borekjernen testing og væskeprøver.

En produksjonstest ble utført og oppnådde en produksjonsrate på 265 fat olje per dag gjennom en 36/64 tommers ventil. Videre studier vil være nødvendig for å inkludere alle resultatene og avgjøre fremtidig planlegging, ifølge selskapet.

Det betingede resursanslaget, inkludert Edvard Grieg Sør-funnet, er anslått til å være mellom 3 og 16 millioner fat oljeekvivalenter (mmboe). Det finnes ytterligere ressurspotensial, herunder muligheten for å finne et mer omfattende nettverk av sprekker og sekundær utvinningspotensial. Inkludert dette letepotensialet, er anslåtte brutto ressurser på mellom 10 og 46 millioner fat oljeekvivalenter.

Letebrønn 16/1-25 S er den andre letebrønnen i PL 338C, en ny lisens som ble tatt av PL 338 i 2014.

Brønn 16/1-25 S ble boret til et totalt dyp på ca. 2.096 meter under havflaten i en vanndybde på 106 meter.

Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreriggen «Bredford Dolphin,» og brønnen vil bli permanent plugget og forlatt.

Lundin Norge er operatør for lisens 338C med en eierandel på 50 prosent. Partnere er Lime Petroleum Norge AS (30 prosent) og OMV (Norge) AS (20 prosent).

Ørnen
Lundin Norway boret i slutten av desember tørt i letebrønn 7130/4-1 Ørnen i Barentshavet.

Letebrønnen er lokalisert i den østlige delen av Finnmarksplattformen sør i Barentshavet, i PL 708, og ble boret med «Transocean Arctic.» Avstanden til land er ca. 84 km (Berlevåg, Finnmark), og til den norsk-russiske maritime grensen i Barentshavet er det ca. 115 km.

Formålet med letebrønn 7130/4-1 Ørnen var å teste reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i primærmålet Røye-formasjon, samt potensialet i sekundærmålet Ørn-formasjon, og tertiærmålet Soldogg-formasjon.

Ifølge operatøren ble hovedmålet påtruffet og kjerneprøver tatt, men reservoarkvaliteten var dårligere enn forventet. Prøvetaking fant bare vann uten indikasjon på bevegelige hydrokarboner.

Det andre målet var karbonater fra Perm og karbonperioden, og ble funnet med lave volumer av hydrokarboner og dårlige reservoaregenskaper.

Deretter ble det tredje målet boret, hvor man påtraff sandstein av middels til god kvalitet, samt en ikke-kommersiell gasskolonne på fem meter.

Omfattende datainnsamling og prøvetaking ble utført.

Letebrønn 7130/4-1 er den første brønnen som bores i PL 708. Brønnen ble boret til et totalt dyp på 3,160 meter under havoverflaten i et vanndyp på 288 meter.

Lundin Norway er operatør for med en 40 prosents andel. Partnerne er Edison Norge (20 prosent), Lukoil Overseas North Shelf (20 prosent), Lime Petroleum Norway (10 prosent) og Pure E&P Norway AS (10 prosent).