Til toppen

Vellykket avgrensning av Alta-funnet

Injeksjons- og produksjonstester gjort med avgrensningbrønn 7220/11-3 AR viser at Alta-funnet har gode strømnings- og reservoaregenskaper. Brønnen indikerer også kommunikasjon med funnbrønnen som ble boret i 2014.

Alta-funnet ble gjort i  2014 i utvinningstillatelse 609 på Lopphøgda i Barentshavet, der Lundin Norway er operatør med 40 % eierskap. Lisenspartnere er Idemitsu Petroleum Norge og DEA Norge som begge eier 30 % av utvinningslisensen.

Brønnen som nå er boret (7220/11- 3 AR) er en fordypning av avgrensningsbrønnen 7220/11-3 A som ble midlertidig plugget og forlatt i september 2015. Hensikten var å videre undersøke reservoaregenskapene i Ørn- og Falk-formasjonene under olje-vann kontakten for funnet. Brønnen påtraff flere soner med meget gode reservoaregenskaper.

To injeksjonstester ble utført med injekssjonsrater på 800 og 2 900 Sm3 sjøvann per strømningsdøgn i henholdsvis Falk- og Ørn-formasjonene. I tillegg ble det utført en produksjonstest i gass-sonen i nedre trias med en produksjonsrate på 595 000 Sm3 gass per strømningsdøgn gjennom en 64/64 tommer dyseåpning.

Trykkdata fra brønnene 7220/11-3, -3 A og -3 AR indikerer kommunikasjon med funnbrønnen 7220/11-1. Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking i alle brønnene. Resultatene fra avgrensningsbrønnene er viktige med hensyn på videre arbeid med å kartlegge østflanken av funnet. Etter funnbrønnen ble ressursgrunnlaget vurdert til mellom 14 og 50 millioner Sm3 utvinnbar olje og mellom 5 og 17 milliarder Sm3 utvinnbar gass.  Ressursestimatet vil bli revurdert basert på de nye dataene.

Lundin Norway er i gang med mulighetsstudier for en samlet utbygging av Alta- og Gohta-funnene. Gohta ble funnet i 2013 og ligger om lag 20 kilometer sørvest for Alta. Det planlegges for videre konseptstudier i 2017. Dette arbeidet vil gå parallelt med arbeidet for å forstå reservoaregenskapene i begge feltene.