Play  models  in  Quadrants  31-­‐36  in  Norwegian  North  Sea  

This  presenta,on  is  made  to  give  some  few  examples  of  tested  and  untested  play  models  in  the  North  Sea.  No  accurate  loca,on  is  given  in  both  stra,graphic  nor  XY  coordinates.  Valioso  Ltd  and  its  authors  is  not  to  be  held  responsible  for  any  inaccuracies  and  errors  in  material  presented  herein,  and  therefore  not  responsible  for  any  ac,ons  by  any  party  based  on  these  ideas  presented  in  this  presenta,on.  

8  

7  

6   5   4  3  

2  

1  

9  

Valioso  (UK)  Ltd  has  iden,fied  9  lead  opportuni,es.  These  opportuni,es  are  outlined  in  map  on  previous  slide.  

Lead  1  is  iden,fied  within  Blocks  31/3  and  32/1  and  is  iden,fied  as  a  large  ,lted  fault  block  at  Upper  Jurassic  and  Middle/Lower  Jurassic  levels.  This  lead  could  contain  a  Upper  Jurassic/Lower  Cretaceous  stra,graphic  lead  associated  with  it.  • Lead  2  is  iden,fied  within  Block  36/10,  as  a  Middle/  Lower  Jurassic  ,lted  Fault  Block.    • Lead  3  is  iden,fied  within  Block  36/7  as  Upper  Jurassic  and  Lower  Cretaceous  lead.  • Lead  4  is  iden,fied  within  Block  36/7  same  type  as  Lead  3.  • Lead  5  is  iden,fied  within  Blocks  35/8  and  35/9,  mainly  in  laXer  Block.  This  is  a  Lower  Cretaceous  Lead  • Lead  6  is  iden,fied  as  Jurassic  lead  within  Block  35/8  • Lead  7  is  iden,fied  as  Jurassic  lead  within  Block  35/9  • Lead  8  is  a  Jurassic  lead  iden,fied  within  Blocks  35/8  and  35/5,  mainly  the  first  block.  • Lead  9  in  Blocks  36/4  and  36/7  is  assumed  to  be  Ap,an  Sand  wedge  stra,graphic  trap.  Associated  with  this  lead  is  several  other  leads  found  in  same  geographic  area,  although  various  levels  from  Jurassic  and  upwards,  even  poten,al  Basement  traps.  GIIP  approximately  25  x  109  Sm3.    

• Lead  10  is  a  Upper  Jurassic  and  Lower  Cretaceous  lead,  which  has  a  fair  to  medium  size,  main  risk  is  trap  integrity  as  Base  Seal  can  be  destroyed  in  these  leads.  Its  believed  to  be  gas  prone.  • Lead  11  is  a  Upper  Jurassic/Lower  Cretaceous  lead,  with  small  to  fair  size,  main  risk  is  source.  The  lead  is  supposed  to  be  gas  prone.  • Lead  12  as  lead  11.  • Lead  13  is  a  Upper  Cretaceous  lead,  with  same  characteris,cs  as  lead  10.  • Lead  14  and  15  are  Triassic  to  Lower/Middle  Jurassic  leads,  with  a  poten,al  for  Upper  Jurassic  in  Lead  15.  Main  risk  is  trap  integrity  due  to  fault  dependency  to  make  medium  to  large  volumes,  otherwise  the  risk  is  moderate  to  small  volumes.  Reservoir  characteris,cs  are  also  a  maXer  of  concern.  • Lead  16  is  a  Triassic  together  with  poten,al  other  levels  in  same  area.  Main  risk  is  reservoir  together  with  trap  integrity.  

10  

11  

12  13  

14  

15  

16  

Several  par,es  have  studied  the  petroleum  system  of  the  Tampen  Spur  –  Sogn  Graben  area.  The  approaches  used  are  1D  and  2D  analysis  of  seismic  in  the  area  where  various  hypotheses  could  be  tested  and  later  applied  in  a  3D.    The  area  ranges  from  the  deepest  part  of  the  `Tampen  Graben'  across  the  Visund  Ridge  and  the  Marflø  Ridge  to  the  Sogn  Graben  in  the  east.  Four  source  rocks  have  been  taken  into  account,  two  marine  the  Draupne  Forma,on  (the  most  prolific)  and  the  Heather  Forma,on  and  two  deltaic,  the  Brent  and  the  Dunlin  Forma,ons.    Several  different  prospect  types  can  be  defined:  the  Brent  at  the  top  of  the  ,lted  blocks  and  several  genera,ons  of  Heather  Forma,on  sand  bodies  at  the  foot  of  the  eroded  ,lted  blocks.  In  addi,on  there  are  Lower  and  Upper  Cretaceous  transgressive  and  lowstand  playmodels  to  be  explored.    Cri,cal  elements  are  the  geometry  of  sand  bodies  and  migra,on  of  hydrocarbons  from  the  rich  Draupne  Forma,on  source  rocks  into  the  sands  in  the  various  trap  types.  Matura,on  is  believed  to  have  started  in  the  middle  Cretaceous,  between  100  Ma  in  the  deepest  eastern  part  of  the  sec,on  (Sogn  Graben)  and  80  Ma  for  the  Draupne  Forma,on  on  the  Tampen  Spur  west  graben.  At  this  ,me,  the  Cretaceous  shales  already  sealed  the  structures.  Apart  from  the  Visund  Ridge  and  flankal  areas  of  Sogn  Graben,  all  the  prospects  at  Upper  Jurassic  or  deeper  are  currently  in  the  condensate  or  gas  window.  Overpressures  are  compa,ble  with  large  closed  fault  systems.  Possible  sealing  of  minor  faults  before  migra,on  could  be  cri,cal  in  this  region.  There  is  no  easy  migra,on  path  from  the  rich  Draupne  Forma,on  rocks  to  the  reservoirs  and  various  hypotheses  are  found  to  explain  the  regional  petroleum  poten,al.  One  possible  explana,on  for  the  regional  charge  is  the  contribu,on  of  the  other  source  rocks,  the  Heather,  the  Brent  and  the  Dunlin.  Upper  Jurassic    The  Upper  Jurassic  consists  mainly  of  marine  shales  with  coarser  clas,c  sequences  developed  locally.  The  contact  between  Draupne  and  Heather  shales  are  ojen  abrupt.  The  Draupne  Forma,on  is  organic  rich  and  highly  radioac,ve.  The  Viking  Group,  consis,ng  of  both  Heather  and  Draupne  Forma,ons,  has  become  more  complex  due  to  discoveries  of  different  sand  forma,ons  within  the  group.  The  coastal  to  shallow  marine  sandstone  units  named  Sognekord,  Fenskord  and  Krosskord  Forma,on  sands  are  the  most  common  reservoir  units  with  Upper  Jurassic  sequence  Lower  Cretaceous  In  this  interval  at  least  two  separate  sandstone  units  can  be  detected  both  in  wells  and  seismic.  The  Åsgard  and  Agat  Sandstones.  The  Åsgard  sand  Unit  is  intrpreted  as  a  highstand  systems  tract  unit;  as  for  the  Agat  sand  Units,  which  are  stacked,  sandy  units  are  intrepeted  as  lowstand  systems  tract  units.  In  NPD  nomenclature  the  sandstone  units  are  named  Ran  sandstones  for  the  Viking  Graben  system.  Upper  Cretaceous  Kyrre  sandstones  (99),  has  been  penetrated  in  quad  35  by  wells,  and  exhibits  good  reservoir  quali,es  and  found  hydrocarbon  bearing.  This  sandstone  unit,  could  consist  of  several  sub-­‐units,  and  its  distribu,on  together  with  reservoir  quality  is  per,ent  to  know,  in  order  to  understand  its  play  feasibility.  

For  further  details  you  can  contact  Valioso  Ltd  and  its  author  for  further  discussions  and  consulta,ons.  

Leading  Provider  of  Counsel  for  Technology,  Science  and  Business  Development.  Promote  bi-­‐lateral  business  between  Sweden  and  Ukraine.    

“Grant  me  the  serenity  to  accept  the  things  I  cannot  change,  the  courage  to  change  the  things  I  can,  and  the  wisdom  to  know  the  difference.  ”Reinhold  Niebhur    

We  work  with  Subsurface  evalua,on,  geo  models,  development  plans,  Geospa,al  Analysis,  Geoscien,fic  applica,ons,  Data  management  and  processing  services.  

www.valioso.rocks  

S,g-­‐Arne  Kristoffersen    Director  Valioso  Ltd  

Email:          Sak@ec-­‐ba.com  Skype:          sak-­‐pathfinder  Linkedin:        hXp://se.linkedin.com/in/s,garne/  Facebook:        hXp://www.facebook.com/ukranova