3 mars 2026
La mer du Nord devient plus riche grâce à une nouvelle découverte de pétrole.
Le géant énergétique norvégien, Equinor, a découvert davantage de pétrole noir en mer du Nord, au large des côtes de Norvège, grâce aux activités de forage menées avec l'une des plates-formes semi-submersibles d'Odfjell Drilling.
Equinor et ses partenaires ont fait une découverte pétrolière commerciale dans la zone de Snorre, au sein du prospect Omega Sør (Sud) Alfa, situé en mer du Nord à environ 200 kilomètres au nord-ouest de Bergen. Le puits 34/4-19 S, foré par la plate-forme Deepsea Atlantic, a confirmé la présence d'hydrocarbures, avec une estimation préliminaire des volumes allant de 25 à 89 millions de barils d'équivalents pétrole récupérables, soit 4 à 14,2 millions de mètres cubes standards.
Foré dans la licence de production 057, qui a été attribuée lors du quatrième cycle de licencement sur la plateforme continentale norvégienne (NCS) en 1979, le puits d'exploration est le 14e à être foré dans cette licence de production. Le partenariat a déjà planifié un développement rapide et rentable pour connecter la découverte aux infrastructures existantes de la zone de Tampen. Les titulaires de la licence de production 057 sont Equinor (opérateur), Petoro, Harbour Energy, INPEX Idemitsu et Vår Energi.
L'objectif du puits était de prouver la présence de pétrole dans des roches réservoirs du Jurassique moyen dans le groupe Brent. Le puits 34/4-19 a rencontré du pétrole dans des couches de grès d'une épaisseur totale de 224,5 mètres, dont 127 mètres étaient des couches de grès avec des propriétés de réservoir modérées à bonnes. Le contact huile/eau n'a pas été rencontré. Le puits n'a pas été testé de formation, mais des acquisitions de données et des échantillonnages ont été réalisés.
Le puits 34/4-19 a été foré à des profondeurs verticales et mesurées respectives de 3 872 et 4 090 mètres sous le niveau de la mer, et a été terminé dans la formation Drake au Jurassique moyen. La profondeur d'eau sur le site est de 381 mètres. Le puits sera temporairement bouché et abandonné.
Erik Gustav Kirkemo, vice-président senior pour la zone sud en exploration et production Norvège, a commenté : « La nouvelle découverte sera rapidement raccordée aux installations sous-marines existantes et sera produite via la plateforme Snorre A. L'exploration de proximité est importante pour prolonger la durée de vie des champs déjà en exploitation. Étant donné que la plupart des infrastructures ont déjà été amorties, il s'agit de barils compétitifs. »
Equinor décrit Omega South comme un projet pilote pour une approche nouvelle, plus rapide et plus rentable du développement des champs sous-marins, montrant la voie à suivre pour l'évolution de la NCS dans les années à venir. La société affirme que le pétrole et le gaz norvégiens sont cruciaux pour la sécurité énergétique européenne.
Trond Bokn, vice-président senior pour le développement de projets chez Equinor, a souligné : « Ce qui est nouveau, c'est que nous planifions désormais le développement des champs avant même la découverte. Cela permet d'introduire de nouvelles découvertes en production en seulement deux à trois ans.
« Le puits d'exploration a été foré à travers une fondation. Le partenariat prévoit de réutiliser à la fois cette fondation et des parties du puits d'exploration dans le développement du champ, ce qui réduit les coûts et permet un démarrage plus rapide. »
La Norvège fournit 20 % de la demande pétrolière de l'Europe et 30 % de sa demande de gaz, mais la production des champs existants est en déclin. Par conséquent, l'entreprise souligne qu'il est important d'augmenter l'activité d'exploration et d'accélérer le développement de nouvelles découvertes pouvant être raccordées à des champs existants.
« L'ambition d'Equinor est de maintenir un niveau de production approximativement identique en 2035 à celui de 2020. Cela correspond à environ 1,2 million de barils de pétrole et de gaz par jour provenant de la plateforme continentale norvégienne. Environ 70 % de cela proviendront de nouveaux puits et développements, et nous prévoyons de forer 250 puits d'exploration, la plupart d'entre eux étant proches des champs existants, » a ajouté Kirkemo.
Le champ Snorre, qui produit depuis 1992, a continué à recevoir de nouveaux volumes, le plus récemment avec le démarrage du projet d'extension Snorre en 2020, qui a ajouté 200 millions de barils et prolongé la durée de vie du champ au-delà de 2040. La nouvelle découverte Omega South peut désormais être intégrée à cette infrastructure, ce qui contribue également à réduire le coût total de développement.
« Cela est pleinement aligné avec la stratégie d'Equinor visant à optimiser le portefeuille de pétrole et de gaz, à assurer une création de valeur élevée et à contribuer à une transition énergétique responsable. En utilisant les infrastructures existantes, les coûts et l'empreinte environnementale sont réduits, tandis que les ressources de la plateforme norvégienne sont utilisées efficacement, » a souligné Bokn.
Equinor et ses partenaires ont fait une découverte pétrolière commerciale dans la zone de Snorre, au sein du prospect Omega Sør (Sud) Alfa, situé en mer du Nord à environ 200 kilomètres au nord-ouest de Bergen. Le puits 34/4-19 S, foré par la plate-forme Deepsea Atlantic, a confirmé la présence d'hydrocarbures, avec une estimation préliminaire des volumes allant de 25 à 89 millions de barils d'équivalents pétrole récupérables, soit 4 à 14,2 millions de mètres cubes standards.
Foré dans la licence de production 057, qui a été attribuée lors du quatrième cycle de licencement sur la plateforme continentale norvégienne (NCS) en 1979, le puits d'exploration est le 14e à être foré dans cette licence de production. Le partenariat a déjà planifié un développement rapide et rentable pour connecter la découverte aux infrastructures existantes de la zone de Tampen. Les titulaires de la licence de production 057 sont Equinor (opérateur), Petoro, Harbour Energy, INPEX Idemitsu et Vår Energi.
L'objectif du puits était de prouver la présence de pétrole dans des roches réservoirs du Jurassique moyen dans le groupe Brent. Le puits 34/4-19 a rencontré du pétrole dans des couches de grès d'une épaisseur totale de 224,5 mètres, dont 127 mètres étaient des couches de grès avec des propriétés de réservoir modérées à bonnes. Le contact huile/eau n'a pas été rencontré. Le puits n'a pas été testé de formation, mais des acquisitions de données et des échantillonnages ont été réalisés.
Le puits 34/4-19 a été foré à des profondeurs verticales et mesurées respectives de 3 872 et 4 090 mètres sous le niveau de la mer, et a été terminé dans la formation Drake au Jurassique moyen. La profondeur d'eau sur le site est de 381 mètres. Le puits sera temporairement bouché et abandonné.
Erik Gustav Kirkemo, vice-président senior pour la zone sud en exploration et production Norvège, a commenté : « La nouvelle découverte sera rapidement raccordée aux installations sous-marines existantes et sera produite via la plateforme Snorre A. L'exploration de proximité est importante pour prolonger la durée de vie des champs déjà en exploitation. Étant donné que la plupart des infrastructures ont déjà été amorties, il s'agit de barils compétitifs. »
Equinor décrit Omega South comme un projet pilote pour une approche nouvelle, plus rapide et plus rentable du développement des champs sous-marins, montrant la voie à suivre pour l'évolution de la NCS dans les années à venir. La société affirme que le pétrole et le gaz norvégiens sont cruciaux pour la sécurité énergétique européenne.
Trond Bokn, vice-président senior pour le développement de projets chez Equinor, a souligné : « Ce qui est nouveau, c'est que nous planifions désormais le développement des champs avant même la découverte. Cela permet d'introduire de nouvelles découvertes en production en seulement deux à trois ans.
« Le puits d'exploration a été foré à travers une fondation. Le partenariat prévoit de réutiliser à la fois cette fondation et des parties du puits d'exploration dans le développement du champ, ce qui réduit les coûts et permet un démarrage plus rapide. »
La Norvège fournit 20 % de la demande pétrolière de l'Europe et 30 % de sa demande de gaz, mais la production des champs existants est en déclin. Par conséquent, l'entreprise souligne qu'il est important d'augmenter l'activité d'exploration et d'accélérer le développement de nouvelles découvertes pouvant être raccordées à des champs existants.
« L'ambition d'Equinor est de maintenir un niveau de production approximativement identique en 2035 à celui de 2020. Cela correspond à environ 1,2 million de barils de pétrole et de gaz par jour provenant de la plateforme continentale norvégienne. Environ 70 % de cela proviendront de nouveaux puits et développements, et nous prévoyons de forer 250 puits d'exploration, la plupart d'entre eux étant proches des champs existants, » a ajouté Kirkemo.
Le champ Snorre, qui produit depuis 1992, a continué à recevoir de nouveaux volumes, le plus récemment avec le démarrage du projet d'extension Snorre en 2020, qui a ajouté 200 millions de barils et prolongé la durée de vie du champ au-delà de 2040. La nouvelle découverte Omega South peut désormais être intégrée à cette infrastructure, ce qui contribue également à réduire le coût total de développement.
« Cela est pleinement aligné avec la stratégie d'Equinor visant à optimiser le portefeuille de pétrole et de gaz, à assurer une création de valeur élevée et à contribuer à une transition énergétique responsable. En utilisant les infrastructures existantes, les coûts et l'empreinte environnementale sont réduits, tandis que les ressources de la plateforme norvégienne sont utilisées efficacement, » a souligné Bokn.