29 déc. 2025
Equinor fait une découverte près du champ de Tyrihans.
Equinor ASA et ses partenaires ont découvert davantage de pétrole, de condensat et de gaz naturel dans la mer de Norvège, à environ 250 kilomètres (155,34 miles) au sud-ouest de Brønnøysund et près du champ en production de Tyrihans.
Le calcul préliminaire pour le puits 6407/1-B-2 H indique des ressources récupérables de 200 000 à 1,3 million de mètres cubes (45,91 millions de pieds cubes) ou de 1 à 8 millions de barils équivalent pétrole, a rapporté la Direction norvégienne du pétrole (NOD).
« Les titulaires de permis vont évaluer la découverte en vue d'un puits de production potentiel depuis le même emplacement, avec une production sur Tyrihans vers l'installation Kristin », a déclaré le régulateur en amont. Le Tyrihans, exploité par Equinor, a commencé sa production en 2009 via la plateforme Kristin.
La découverte est le premier puits d'exploration foré dans le permis de production 1121, attribué en février 2021, selon la NOD.
La campagne de forage visait à prouver la présence de pétrole dans des roches jurassiques moyennes, principalement dans la formation Garn et secondairement dans la formation Ile.
« Le puits 6407/1-B-2-H a rencontré une colonne de condensat/pétrole léger d'environ six mètres [19,69 pieds] dans la formation Garn dans des grès ayant des propriétés de réservoir médiocres à modérées », a indiqué la NOD. « Le puits a rencontré une colonne de gaz/condensat d'environ 63 mètres dans la formation Ile dans des grès ayant des propriétés de réservoir médiocres à bonnes. Le puits n'a pas été testé en formation.
« Le puits 6407/1-B-2 H a été foré à une profondeur mesurée de 4 590 mètres (4 045 mètres de profondeur verticale) sous le niveau de la mer et a été terminé dans la formation Ror dans le jurassique moyen. La profondeur d'eau à l'emplacement est de 275 mètres.
« Le puits sera désormais temporairement obstrué et abandonné. »
La plateforme Transocean Encourage quitte le site pour forer un puits de production dans le champ Åsgard, exploité par Equinor.
Equinor exploite le permis 1121, qui expire en février 2028, avec une participation de 40 %. DNO ASA et Var Energi ASA détiennent chacune 30 %.
Plus tôt ce mois-ci, Equinor a annoncé deux nouvelles découvertes de gaz et de condensat dans la région de Sleipner, du côté norvégien de la mer du Nord.
Les estimations préliminaires pour Lofn (puits 15/5-8 S) et Langemann (15/5-8 A), dans le permis de production 1140, indiquent des ressources récupérables de 5 à 18 millions de mètres cubes équivalent pétrole, soit 30 à 110 millions de barils, selon Equinor.
« Ce sont les plus grandes découvertes d'Equinor jusqu'à présent cette année et elles peuvent être développées pour le marché européen grâce à l'infrastructure existante », a-t-il déclaré dans un communiqué en ligne le 5 décembre.
Les découvertes se situent entre les champs Gudrun et Eirin et à environ 40 kilomètres (24,85 miles) au nord-ouest de la plateforme de traitement, de forage et de logements Sleipner A, selon Equinor. La plateforme est l'une des plusieurs installations desservant les champs de gaz et de condensat Sleipner Est (qui a commencé sa production en 1993), Gungne (mis en service en 1996) et Sleipner Ouest (également mis en ligne en 1996). L'infrastructure de Sleipner dessert également les champs de raccordement Sigyn (en service depuis 2002), Volve (mis en service en 2008), Gudrun (mis en service en 2014) et Gina Krog (mis en service en 2017).
Lofn et Langemann ont rencontré du gaz et du condensat dans la formation Hugin, qui se compose de grès ayant « de bonnes propriétés de réservoir », a déclaré Equinor.
« Les découvertes réduisent l'incertitude dans plusieurs prospects voisins, qui seront désormais évalués plus en détail », a-t-il ajouté.
Au troisième trimestre, Equinor a réalisé sept « découvertes commerciales » sur le plateau continental norvégien, selon son rapport trimestriel du 29 octobre.
Le calcul préliminaire pour le puits 6407/1-B-2 H indique des ressources récupérables de 200 000 à 1,3 million de mètres cubes (45,91 millions de pieds cubes) ou de 1 à 8 millions de barils équivalent pétrole, a rapporté la Direction norvégienne du pétrole (NOD).
« Les titulaires de permis vont évaluer la découverte en vue d'un puits de production potentiel depuis le même emplacement, avec une production sur Tyrihans vers l'installation Kristin », a déclaré le régulateur en amont. Le Tyrihans, exploité par Equinor, a commencé sa production en 2009 via la plateforme Kristin.
La découverte est le premier puits d'exploration foré dans le permis de production 1121, attribué en février 2021, selon la NOD.
La campagne de forage visait à prouver la présence de pétrole dans des roches jurassiques moyennes, principalement dans la formation Garn et secondairement dans la formation Ile.
« Le puits 6407/1-B-2-H a rencontré une colonne de condensat/pétrole léger d'environ six mètres [19,69 pieds] dans la formation Garn dans des grès ayant des propriétés de réservoir médiocres à modérées », a indiqué la NOD. « Le puits a rencontré une colonne de gaz/condensat d'environ 63 mètres dans la formation Ile dans des grès ayant des propriétés de réservoir médiocres à bonnes. Le puits n'a pas été testé en formation.
« Le puits 6407/1-B-2 H a été foré à une profondeur mesurée de 4 590 mètres (4 045 mètres de profondeur verticale) sous le niveau de la mer et a été terminé dans la formation Ror dans le jurassique moyen. La profondeur d'eau à l'emplacement est de 275 mètres.
« Le puits sera désormais temporairement obstrué et abandonné. »
La plateforme Transocean Encourage quitte le site pour forer un puits de production dans le champ Åsgard, exploité par Equinor.
Equinor exploite le permis 1121, qui expire en février 2028, avec une participation de 40 %. DNO ASA et Var Energi ASA détiennent chacune 30 %.
Plus tôt ce mois-ci, Equinor a annoncé deux nouvelles découvertes de gaz et de condensat dans la région de Sleipner, du côté norvégien de la mer du Nord.
Les estimations préliminaires pour Lofn (puits 15/5-8 S) et Langemann (15/5-8 A), dans le permis de production 1140, indiquent des ressources récupérables de 5 à 18 millions de mètres cubes équivalent pétrole, soit 30 à 110 millions de barils, selon Equinor.
« Ce sont les plus grandes découvertes d'Equinor jusqu'à présent cette année et elles peuvent être développées pour le marché européen grâce à l'infrastructure existante », a-t-il déclaré dans un communiqué en ligne le 5 décembre.
Les découvertes se situent entre les champs Gudrun et Eirin et à environ 40 kilomètres (24,85 miles) au nord-ouest de la plateforme de traitement, de forage et de logements Sleipner A, selon Equinor. La plateforme est l'une des plusieurs installations desservant les champs de gaz et de condensat Sleipner Est (qui a commencé sa production en 1993), Gungne (mis en service en 1996) et Sleipner Ouest (également mis en ligne en 1996). L'infrastructure de Sleipner dessert également les champs de raccordement Sigyn (en service depuis 2002), Volve (mis en service en 2008), Gudrun (mis en service en 2014) et Gina Krog (mis en service en 2017).
Lofn et Langemann ont rencontré du gaz et du condensat dans la formation Hugin, qui se compose de grès ayant « de bonnes propriétés de réservoir », a déclaré Equinor.
« Les découvertes réduisent l'incertitude dans plusieurs prospects voisins, qui seront désormais évalués plus en détail », a-t-il ajouté.
Au troisième trimestre, Equinor a réalisé sept « découvertes commerciales » sur le plateau continental norvégien, selon son rapport trimestriel du 29 octobre.