La société norvégienne Equinor découvre un nouveau champ pétrolifère "Omega South" dans la zone de Snorre en mer du Nord

La compagnie énergétique norvégienne, détenue par l'État, Equinor, et ses co-entrepreneurs ont réussi à forer une découverte commerciale de pétrole, Omega South, dans la zone de Snorre, à environ 200 kilomètres au nord-ouest de Bergen, en mer du Nord. La découverte a été faite sur le prospect Omega Sør (Sud) Alfa, avec la confirmation de la présence d'hydrocarbures grâce au puits 34/4-19 S foré par la plateforme Deepsea Atlantic. Les estimations préliminaires indiquent des barils récupérables d'équivalent pétrole compris entre 25 et 89 millions.

Le puits d'exploration a été foré dans le cadre de la licence de production 057, et les partenaires prévoient de procéder à un développement rapide, en raccordant la nouvelle découverte aux infrastructures existantes dans la zone de Tampen. Les titulaires de la licence de production 057 comprennent Equinor (opérateur), Petoro, Harbour Energy, INPEX Idemitsu et Vår Energi.

Le puits a rencontré du pétrole dans des roches réservoirs du Jurassique moyen du groupe Brent, avec une colonne de grès totale de 224,5 mètres, dont 127 mètres présentent des propriétés réservoir modérées à bonnes. Le puits a été foré à une profondeur verticale de 3872 mètres sous le niveau de la mer, une profondeur mesurée de 4090 mètres, dans une profondeur d'eau de 381 mètres, et sera temporairement bouché.

Erik Gustav Kirkemo, vice-président senior d'Equinor pour l'Exploration & Production Sud en Norvège, a commenté : "La nouvelle découverte sera rapidement raccordée aux installations sous-marines existantes et produite via la plateforme Snorre A. L'exploration à proximité est cruciale pour prolonger la durée de vie des champs déjà en production. Comme la majeure partie de l'infrastructure est déjà amortie, ce pétrole est compétitif en termes de coûts."

Trond Bokn, vice-président senior de Project Development chez Equinor, a souligné : « Ce qui est nouveau, c'est que nous planifions maintenant le développement du champ avant même que la découverte ne soit faite. Cela permet de mettre en production une nouvelle découverte en seulement deux à trois ans. Le puits d'exploration a été foré à l'aide d'un gabarit, et les partenaires prévoient de réutiliser à la fois ce gabarit et des parties du puits d'exploration pour le développement du champ, ce qui réduit les coûts et permet un démarrage plus rapide. »

La Norvège fournit 20 % de la demande européenne de pétrole et 30 % de sa demande de gaz, mais la production des champs existants est en déclin. Par conséquent, Equinor souligne qu'il est crucial d'accroître l'activité d'exploration et d'accélérer le développement de nouvelles découvertes. Kirkemo a ajouté : « L'ambition d'Equinor est de maintenir un niveau de production en 2035 à peu près le même qu'en 2020, soit environ 1,2 million de barils de pétrole et de gaz par jour. Environ 70 % de ce volume proviendra de nouveaux puits et de projets de développement, et nous prévoyons de forer 250 puits d'exploration, la plupart à proximité des champs existants. »

Le champ de Snorre produit depuis 1992 et a continuellement reçu des réserves supplémentaires. Le projet Snorre Expansion, lancé en 2020, a ajouté 200 millions de barils de réserves et prolongé la durée de vie du champ au-delà de 2040. La nouvelle découverte Omega South peut être connectée à cette infrastructure, contribuant à réduire les coûts de développement globaux. Bokn a déclaré : « Cela s'inscrit parfaitement dans la stratégie d'Equinor visant à optimiser son portefeuille pétrolier et gazier, à assurer une création de valeur élevée et à piloter la transition énergétique responsable. En utilisant l'infrastructure existante, les coûts et l'empreinte environnementale sont réduits, tandis que les ressources du plateau continental norvégien sont utilisées efficacement. »

L'extraction de pétrole et de gaz naturel ne peut être réalisée sans équipement de séparation.

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