Oseberg ( en noruego : Osebergfeltet ) es un yacimiento petrolífero en alta mar con una capa de gas en el Mar del Norte ubicado a 140 km (87 mi) 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 su desarrollo es conocido por ser uno de los hitos significativos en el surgimiento de la industria independiente del petróleo y el gas de Noruega . [3] [4] El campo Oseberg recibió su nombre del barco 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 de un túmulo funerario en la Granja Oseberg, al sur de Oslo . [5]
Una extensa red de tuberías submarinas llamada Sistema de Transporte de Oseberg (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 el área de Oseberg es de 100 metros. El Centro del Campo de Oseberg consta de tres plataformas : Oseberg A, B y D, conectadas entre sí por puentes, en la parte sur del campo de Oseberg y la plataforma Oseberg C, que se encuentra a 14 kilómetros al norte del centro del campo. El operador es Equinor , en asociación con Petoro , TotalEnergies , ExxonMobil y ConocoPhillips . [3] El campo se extiende en los bloques 30/6 y 30/9, partes de las licencias de producción (PL) 053 y 079. [3]
El primer pozo de exploración en la licencia PL053, 30/6-1, se perforó como pozo exploratorio y se inició la perforación el 19 de junio de 1979. El pozo se taponó y se abandonó como descubrimiento de gas el 22 de septiembre. Los pozos de evaluación posteriores probaron petróleo además del gas encontrado por el pozo de descubrimiento y Oseberg se produjo como un campo petrolífero. El primer pozo de exploración en la licencia PL079, 30/9-1, se perforó como pozo exploratorio a fines de 1982, pero se trató como un pozo de evaluación después de que encontró petróleo y gas que se consideró que formaban parte de la misma acumulación. [3] En 2006, el pozo 30/9-B-19 A probó reservas en la formación subyacente Statfjord del Triásico Superior al Jurásico Inferior . [7] También se están realizando pruebas en el yacimiento suprayacente Chalk Group del Cretácico Superior para evaluar las características del flujo. [3]
La columna de gas vertical en el bloque Alfa 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 reingresos. De estos pozos, solo tres resultaron "secos". [3]
Las perforaciones de desarrollo comenzaron en 1985 con un pozo de producción perforado desde la plantilla B. A fines de 2009, se habían completado 184 pozos de desarrollo, que consistían en una mezcla de pozos de producción, pozos de observación, inyectores de agua , inyectores de gas e inyectores de recortes. [3] La producción fue de pozos desviados hasta 1992, cuando se perforó el primer pozo horizontal. Para 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 de 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 con 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 un estudio de viabilidad para un estudio sísmico 4D completo. Después del 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 el contacto 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 cubierta de acero y tiene instalaciones de perforación, producción e inyección; Oseberg D es una plataforma de acero con equipos de procesamiento y exportación de gas que se conectó al Centro de Campo mediante un puente en 1999. Oseberg C es una plataforma integrada de perforación, alojamiento y producción con una cubierta 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 principal Gamma en la Formación Statfjord comenzó en la primavera de 2008 con dos pozos del Centro de Campo Oseberg. Las instalaciones en el centro de campo procesan petróleo y gas de los campos Oseberg Øst , Oseberg Sør y Tune. El Plan de Desarrollo y Operación (PDO) para la parte norte de Oseberg fue aprobado el 19 de enero de 1988. El PDO para Oseberg D fue aprobado 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 el mantenimiento de la presión a través de la inyección de gas y agua y mediante la inyección de gas de agua (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 mediante el agotamiento de la presión.
El campo ha estado produciendo desde el 1 de diciembre de 1988. La producción de petróleo de la meseta de 81.000 Sm3 por día terminó en 1997. [1] La producción actual (total para el período 2009 a septiembre) según las estadísticas es de 3,788063 millones de Sm3 de petróleo , 2,926727 millones de Sm3 de gas, 0,462964 millones de toneladas de NGL . [3] [10]
Los datos de especificación clave para las plataformas Oseberg se resumen en la tabla. [11] [12]
El yacimiento de Oseberg forma parte de una serie de acumulaciones de hidrocarburos dentro del Graben Viking . Esta parte del norte del Mar del Norte se ha visto afectada por dos episodios principales de rift : en el Pérmico - Triásico y en el Jurásico medio-tardío. Esto conduce a variaciones complejas del espesor de la secuencia de sinrift anterior a lo largo de las estructuras de rift posteriores. En el área de Oseberg, las fallas principales formadas durante estas dos fases se inclinan en direcciones opuestas y el tamaño de las cuencas anteriores suele ser el doble del tamaño de las posteriores. La estructura de Oseberg del Jurásico tardío, inclinada hacia el este, está sustentada por un semifoso Pérmico-Triásico de mayor escala, inclinado hacia el oeste . [13]
Los principales yacimientos son areniscas de las formaciones Oseberg, Rannoch, Etive, Ness y Tarbert del Jurásico Medio del Grupo Brent. Estos son los depósitos de sistemas de delta en progradación , con un somerecimiento general hacia arriba a medida que el delta llenaba el espacio de acomodación 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 masivo sistema de delta Brent en progradación hacia el norte, que ocupó toda la parte sur del área del foso Viking. [14] Hay una transición progresiva en el entorno deposicional desde abanicos subacuáticos , a través de deltas en abanico y frente de costa hasta la llanura deltaica. [15] La formación Tarbert más 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, de edad entre Ryazaniano y Sinemuriano , está separada del Grupo Brent por el Grupo Dunlin, que es una secuencia sin reservorio. Esto significa que normalmente no hay comunicación entre la formación Statfjord y los reservorios del Grupo Brent. La formación Statfjord está formada por areniscas masivas. 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 está formada por areniscas calcáreas, muestra una transición relativamente pronunciada a las lutitas oscuras y las limolitas del grupo Dunlin suprayacente. El entorno de sedimentación cambia de llanura aluvial y depósitos de arroyos trenzados que conforman la mayor parte de la formación a areniscas gruesas con guijarros y canalizaciones, lo que se cree que indica un entorno costero. La presencia de glauconita y fósiles marinos en las areniscas superiores indica sedimentación en un entorno 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 Graben Viking. Los tres bloques de fallas principales se conocen como Alpha, Gamma y Alpha North. El límite oriental de los bloques de fallas de Oseberg con la Plataforma Horda está formado por la falla principal de Brage. [17] La inclinación estructural es de un promedio de 6 a 10 grados. [2]
El sello superior está formado por arcillas del grupo Viking del Jurásico Superior o del Cretácico Inferior de Cromer Knoll. [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 de arcilla Kimmeridge . Se han identificado petróleos generados en al menos dos "cocinas" diferentes dentro del área de Oseberg. Es probable que el gas provenga de la formación Draupne, que está muy madura y se encuentra en la parte más profunda de estas cocinas. [19]
Las reservas recuperables iniciales del yacimiento de Oseberg se estiman en 366,4 millones de Sm3 de petróleo, 107.000 millones de Sm3 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 Sm3 de petróleo, 85.600 millones de Sm3 de gas y 3,5 millones de toneladas de NGL. [3]
