Oseberg ( noruego : Osebergfeltet ) es un campo petrolero marino con una capa de gas en el Mar del Norte ubicado a 140 km (87 millas) al noroeste de la ciudad de Bergen en la costa suroeste de Noruega . [1] El campo, que tiene 25 km de largo por 7 km de ancho, [2] fue descubierto en 1979 y se sabe que su desarrollo es uno de los hitos importantes en el surgimiento de la industria independiente de petróleo y gas de Noruega . [3] [4] El campo de Oseberg lleva el nombre del barco de Oseberg , uno de los descubrimientos arqueológicos más importantes de Noruega. El antiguo barco vikingo de principios del siglo IX fue descubierto en una excavación histórica de 1904 en un túmulo funerario en la granja Oseberg, al sur de Oslo . [5]
Una extensa red de tuberías submarinas llamada Oseberg Transport System (OTS) transporta hasta 765.000 bbl/d (121.600 m 3 /d) desde el área de Oseberg hasta la terminal de Sture en Noruega. [6] La profundidad del mar en la zona de Oseberg es de 100 metros. El Oseberg Field Center consta de tres plataformas : Oseberg A, B y D, conectadas entre sí mediante puentes, en la parte sur del campo Oseberg y la plataforma Oseberg C, que se encuentra a 14 kilómetros al norte del centro de campo. El operador es Equinor , en sociedad con Petoro , TotalEnergies , ExxonMobil y ConocoPhillips . [3] El campo se extiende a los bloques 30/6 y 30/9, partes de las licencias de producción (PL) 053 y 079. [3]
El primer pozo de exploración de la licencia PL053, 30/6-1, se perforó de forma salvaje y se perforó el 19 de junio de 1979. El pozo fue taponado y abandonado como descubrimiento de gas el 22 de septiembre. Los pozos de evaluación posteriores encontraron petróleo además del gas encontrado en el pozo descubridor y Oseberg se produjo como yacimiento petrolífero. El primer pozo de exploración de la licencia PL079, el 30/9-1, se perforó de forma salvaje a finales de 1982, pero se trató como una evaluación después de que encontró petróleo y gas que se consideraba que formaban parte de la misma acumulación. [3] En 2006, el pozo 30/9-B-19 A demostró reservas en la formación subyacente Statfjord del Triásico Superior al Jurásico Inferior . [7] También se están llevando a cabo pruebas en el yacimiento suprayacente del Grupo de Cretácico Superior para evaluar las características del flujo. [3]
La columna de gas vertical en el bloque Alpha era de 380 m, mientras que la columna de petróleo subyacente era de unos 215 m antes de que comenzara la producción. [2]
En la estructura de Oseberg se han perforado un total de 31 pozos de exploración y evaluación, aunque esto incluye desvíos y reentradas. De estos pozos, sólo tres resultaron "secos". [3]
La perforación de desarrollo comenzó en 1985 con un pozo de producción perforado a partir de la plantilla B. A finales de 2009 se habían completado 184 pozos de desarrollo, que consistían en una combinación de pozos de producción, pozos de observación, inyectores de agua , inyectores de gas e inyectores de recortes. [3] La producción se realizó a partir de pozos desviados hasta 1992, cuando se perforó el primer pozo horizontal. En junio de 1997 se habían completado 28 pozos horizontales, incluidos tres multilaterales. La perforación horizontal cerca del contacto petróleo-agua se consideró clave para prolongar el período de producción de petróleo en la meseta y lograr altas tasas de recuperación . [2]
El pozo de descubrimiento inicial se ubicó utilizando datos de reflexión sísmica 2D . En 1982, se adquirió el primer conjunto de datos sísmicos 3D sobre Oseberg, para ayudar en la exploración continua y la perforación de evaluación. En 1989 y 1991, Statoil adquirió dos conjuntos de datos 3D sobre el campo, utilizando los mismos parámetros, como estudio de viabilidad para un estudio sísmico 4D completo. Tras el éxito del estudio piloto, se realizaron estudios adicionales en 1992, 1999, 2004 y 2007. Estos estudios se utilizan para monitorear activamente los cambios en el contacto gas-petróleo y agua-petróleo a medida que continúa la producción. [8]
Oseberg A es una plataforma de base de hormigón que incluye equipos de proceso y alojamiento; Oseberg B se asienta sobre una camisa de acero y cuenta con instalaciones de perforación, producción e inyección; Oseberg D es una plataforma de acero con equipo de procesamiento y exportación de gas que en 1999 estaba conectada al Centro de Campo mediante un puente. Oseberg C es una plataforma integrada de perforación, alojamiento y producción con una camisa de acero. [9] Oseberg Vestflanke se desarrolló con una plantilla submarina vinculada a Oseberg B. Oseberg Delta se desarrollará con una plantilla submarina vinculada a Oseberg D. La producción de la estructura Gamma Main en la Formación Statfjord comenzó en la primavera de 2008 con dos pozos del Oseberg Field Center. Las instalaciones del centro de campo procesan petróleo y gas de los campos Oseberg Øst , Oseberg Sør y Tune. El Plan de Desarrollo y Explotación (PDO) para la parte norte de Oseberg se confirmó el 19 de enero de 1988. El PDO para Oseberg D se aprobó el 13 de diciembre de 1996, para Oseberg Vestflanke, el 19 de diciembre de 2003 y para Oseberg Delta, el 23 de septiembre de 2005. El petróleo del campo se produce mediante mantenimiento de presión mediante inyección de gas y agua y mediante inyección de agua y gas (WAG). El gas de inyección utilizado para el mantenimiento de la presión se traía anteriormente de Troll Øst (TOGI) y Oseberg Vest. Otras partes más pequeñas del campo producen por agotamiento de la presión.
El campo ha estado produciendo desde el 1 de diciembre de 1988. La producción de petróleo de meseta de 81.000 Sm 3 por día finalizó en 1997. [1] La producción actual (total de 2009 a septiembre) según las estadísticas es 3,788063 mill Sm 3 de petróleo, 2,926727 bill Sm 3 de gas, 0,462964 millones de toneladas de NGL . [3] [10]
Los datos clave de las especificaciones de las plataformas Oseberg se resumen en la tabla. [11] [12]
El campo de Oseberg forma parte de una serie de acumulaciones de hidrocarburos dentro del Viking Graben . Esta parte del norte del Mar del Norte se ha visto afectada por dos episodios principales de ruptura ; en el Pérmico - Triásico y Jurásico medio-tardío. Esto conduce a variaciones complejas del espesor de la secuencia de sin-rift anterior a través de las estructuras de rift posteriores. En el área de Oseberg, las principales fallas formadas durante estas dos fases buzan en direcciones opuestas y el tamaño de las cuencas anteriores suele ser el doble que las posteriores. La estructura de Oseberg del Jurásico tardío inclinada hacia el este está sustentada por un medio graben del Permo-Triásico inclinado hacia el oeste de mayor escala . [13]
Los principales reservorios son areniscas del Jurásico Medio formaciones Oseberg, Rannoch, Etive, Ness y Tarbert del Grupo Brent. Estos son los depósitos de sistemas deltaicos en progradación , con una disminución general hacia arriba a medida que el delta llenó el espacio de alojamiento disponible. La formación Oseberg representa los depósitos de una serie de deltas ricos en arena que avanzaron hacia el oeste desde la costa noruega. El resto del grupo son los depósitos del enorme sistema del delta del Brent que se prograda hacia el norte y que ocupó toda la parte sur del área del graben vikingo. [14] Hay una transición progresiva en el ambiente deposicional desde abanicos subacuáticos , a través de abanicos deltas y costa hasta llanura deltaica. [15] La formación Tarbert superior puede representar depósitos de llanura deltaica reelaborados al inicio de la transgresión marina mostrada por las arcillas suprayacentes del grupo Viking. [16] Los yacimientos del Grupo Brent, que se encuentran a profundidades entre 2300 y 2700 m, generalmente tienen excelentes propiedades con porosidades de alrededor del 20-30% y permeabilidades que varían hasta varios darcys . [17]
La formación Statfjord, que es de edad de Ryazaniano a Sinemuriano, está separada del Grupo Brent por el Grupo Dunlin, que es una secuencia que no es un yacimiento. Esto significa que normalmente no existe comunicación entre la formación Statfjord y los embalses del Grupo Brent. La formación Statfjord está formada por enormes areniscas. El límite inferior se toma en la transición de las lutitas continentales rojas de la formación Lunde a las areniscas suprayacentes. La parte superior de la unidad, que consta de areniscas calcáreas, muestra una transición relativamente pronunciada hacia las lutitas y limolitas oscuras del grupo Dunlin suprayacente. El entorno de depósito cambia desde llanuras aluviales y depósitos de arroyos trenzados que constituyen la mayor parte de la formación hasta areniscas gruesas con depósitos de guijarros y canalizaciones, que se cree que indican un entorno costero. La presencia de glauconita y fósiles marinos en las areniscas superiores indican deposición en un ambiente marino poco profundo. [18]
La trampa es un grupo de tres bloques de fallas inclinadas con inclinación hacia el este asociados con fallas normales con inclinación hacia el oeste formadas por rifting durante el Jurásico Tardío en el lado este del Viking Graben. Los tres bloques de fallas principales se conocen como Alfa, Gamma y Alfa Norte. El límite oriental de los bloques de falla de Oseberg con la Plataforma Horda está formado por la falla principal de Brage. [17] La caída estructural es de un promedio de 6 a 10 grados. [2]
El sello superior está formado por arcillas arcillosas Cromer Knoll del Jurásico Superior o del Cretácico Inferior. [19] También hay evidencia en el área de Oseberg de algún elemento de sello de falla. [20]
El petróleo de Oseberg proviene de la formación Draupne del Jurásico Superior, equivalente a la formación Kimmeridge Clay . En la zona de Oseberg se han identificado aceites generados en al menos dos "cocinas" diferentes. Es probable que el gas provenga de la formación Draupne demasiado madura en la parte más profunda de estas cocinas. [19]
Las reservas recuperables iniciales para el campo de Oseberg se estiman en 366,4 millones de Sm 3 de petróleo, 107,0 mil millones de Sm 3 de gas y 9,3 millones de toneladas de NGL. Al 31 de diciembre de 2008, las reservas recuperables restantes se estimaban en 21,1 millones de Sm 3 de petróleo, 85,6 mil millones de Sm 3 de gas y 3,5 millones de toneladas de NGL. [3]
