I år er resultatet meget labert. Det har ikke blitt gjort ett skikkelig olje- eller gassfunn. Og det til tross for at petroleumsgeologene har mer tilgang til avansert teknologi enn de har hatt noen gang før!
Hva er så årsaken til mangelen på suksess? Hvorfore borer oljeselskapene den ene tørre brønnen etter den andre?
På 1800-tallet gikk oljeleterne etter lekkasjer (seeps) og boret der det piplet olje opp av grunnen. Senere ble noen av de allere største oljefeltene i verden funnet der det var topografiske høyder. Så kom geologene og kartla undergrunnen med bakgrunn i resultater fra outcrops og brønner. I siste halvdel av 1900-tallet ble seismikk allemannseie, og siden har geofysikerne spilt en særdeles viktig rolle i kartleggingen av prospekter. Ny teknologi innen seismikk, men også andre geofysiske metoder, har de siste tiårene fått stadig bredere plass i derisking.
Men hvorfor bidrar ikke dette til magen og gode funn? Kan det være slik at teknologien ikke virker, at den ikke reduserer muligheten for å gjøre funn? Eller er det slik at den ikke blir tatt i bruk?
Dette er spørsmål som vil bli belyst i det kommende seminaret i serien Hydrocarbon Habitats. Vi treffes i Oslo den 22. oktober og i Stavanger den 28. oktober. Etter foredragene vil det bli debatt som professor Martin Landrø ved NTNU leder.
Les programmet for seminaret her
Registrer deg her
Statoil har boret mange tørre brønner i Barentshavet. Hva er årsaken? Har ikke selskapet honorert informasjonen som kommer fra ny teknologi? Vi kommer forhåpentligvis litt nærmere et svar på de kommende seminarene i serien Hydrocarbon Habitats den 22. oktober i Oslo og den 28. oktober i Stavanger.
Statoil har boret mange tørre brønner i Barentshavet. Hva er årsaken? Har ikke selskapet honorert informasjonen som kommer fra ny teknologi? Vi kommer forhåpentligvis litt nærmere et svar på de kommende seminarene i serien Hydrocarbon Habitats den 22. oktober i Oslo og den 28. oktober i Stavanger.
1 kommentar
Man får håpe at en lav oljepris ikke virker negativt inn på de kreative miljøer som leter etter olje og gass i Norge – det tar tid å reetablere kunnskapsmiljøer. Det gjelder virkelig nå å opprettholde aktivitetsnivået!
Kompleksiteten i Barentshavet knyttet til gjentatt oppløft med risikoelementer som gassekspansjon og kappebergartsbrudd er godt kjente faktorer reduserer oppbevaringspotensialet til olje i feller.
Da man eksempelvis fortsatt er uenig om hvor dyp Skrugard har vært (Stø Fm m olje – i dag 1.3km) – noen mener maks 1.5km mens andre mener c 3km (eksempelvis vi) sier det seg selv at usikkerhetene er store og at man må være ydmyk for at vi fortsatt er i tidlig fase vdr å forstå alle deler av – og helheten vdr petroleumssystemene i denne komplekse regionen som nok – av nasjonal interesse – burde hatt egne insentiver vdr letevirksomheten.
Sammenlignet med dette er Sentral- og Vikinggraben samt Haltenterrasen meget enklere å forholde seg til letemessig (man leter innen rimelig avstand fra tilstrekkelig mengde moden kildebergart), men det blir også tørre brønner der. I tillegg kommer at antall brønner i sør er kolossalt mye større enn i Barentshavet – og man lærer som sagt for hver brønn – inkludert de tørre.
En del forhold er likevel annerledes vdr petroleumsmigrasjon i oppløftede områder: Man finner i hovedsak olje i proksimale «basin-rim» situasjoner og i feller med dårlig kappebergart som både blør av overskudd av gass og som motstår bedre de negative effektene av oppløft.
Slike feller vil altså a) tåle bedre oppløft i seg selv – og de er i b) bedre posisjon til å motta remigrert olje.
Klassiske letemodeller fra normalt innsynkende områder der man borer på feller med stor lukning og tykk kappebergart vil i oppløftede områder være den dårligst mulige strategi. Let i større grad langs kanten på bassengene og gå for feller med dårligere kappebergart – eller tidvis tektonisert kappebergart (ref Gussow/Sales) – e.g. Goliat/Skrugard/Gohta).