Equinor har spuddet 7219/9-3 (Mist) sør for Johan Castberg-feltet. Hovedmålet er Tubåen sandsteiner.
EMGS er dessverre lite i tvil om at brønnen vil være tørr, iht. til en artikkel Lodve Berre har publisert på linkedin.
The Tubåen Formation: (Late Rhaetian to early Hettangian, locally Sinemurian) is dominated by sandstones with subordinate shale and coals.
Berre skriver dette: «The conclusion of our analysis is that we are looking at the fourth consecutive disappointing well drilled on a CSEM negative this year, after Grind, Gabriel and Sandia all came in dry».
Berre skriver rett ut at «we see no potential for significant hydrocarbon volumes».
Prediksjonen er basert på korrelasjon med andre brønner som både er tørre og hvor det er gjort funn. Ifølge Berre kan ikke EMGS «identify any anomalous response in the Jurassic interval in the fault block targeted by 7219/9-1, while we have a clear, structural conform anomaly at the discovery level for the 7220/7-1 Havis well».
EMGS finner støtte for sine konklusjoner i analysen av EM-respons i Wisting-området.
«In this area there is a 100% correlation between well results and CSEM – all discovery wells have a clear, structural conform anomaly while the dry wells are drilled on locations without any anomalous resistivity above the background,» skriver Berre.
EMGS tror således at Equinor med partnerne Vår Energi og Petoro vil finne sandsteiner med gode reservoaregenskaper som inneholder vann og ikke verken olje eller gass.
Og mens operatøren tror det er 32 prosent sjanse for å finne hydrokarboner, anslår EMGS sjansen til 3,2 prosent.
Johan Castberg ligger i Barentshavet, 100 kilometer nordvest for Snøhvit-feltet. Vanndybden er 370 meter. Johan Castberg består av de tre funnene Skrugard, Havis og Drivis, som ble påvist mellom 2011 og 2013. Funnene skal bygges ut sammen, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2018. Utbyggingskonseptet er et produksjons- og lagerskip (FPSO) knyttet til havbunnsrammer med 18 horisontale produksjonsbrønner og 12 injeksjonsbrønner. Reservoarene inneholder olje med gasskappe i tre separate sandsteinsforekomster av sentrias til mellomjura alder i Tubåen-, Nordmela- og Støformasjonene, og ligger på 1350 til 1900 meters dyp. Reservoarene i Tubåen- og Støformasjonen har generelt gode egenskaper; Nordmelaformasjonen er mer heterogen med flere laterale barrierer.