Utforskningen av olje- og gasspotensialet i Barentshavet startet i Hammerfestbassenget (GEO 02/2012; «Lang vei frem»). Den 1. juni 1980 begynte Norsk Hydro å bore den aller første letebrønnen i dette enorme havområdet. Brønn 7120/12-1 Alke ble av Oljedirektoratet klassifisert som tørr med spor av olje.
– Brønnen boret gjennom jura skifre og sandsteiner og ned i Kobbeformasjonen av trias alder, og den demonstrerte til fulle at olje og gass hadde blitt dannet i dette bassenget, forteller Erik Lorange i AGR.
Det var de juraiske sandsteinene tilhørende Støformasjonen (Realgrunngruppen) som fikk det meste av geologenes oppmerksomhet i den tidlige utforskningen av Hammerfestbassenget. Grunnen var selvsagt en mengde funn og felt i midtjura sandsteiner både i Nordsjøen og Norskehavet.
Allerede året etter, i 1981, fant Statoil betydelige mengder med gass i brønn 7120/8-1 Askeladden, og tre år senere ble det gigantiske Snøhvit-feltet påvist med 7121/4-1 midt i Hammerfestbassenget, med gass, kondensat og olje i både Stø- og Nordmelaformasjonen.
Snøhvit Unit (i produksjon fra 2007) omfatter strukturene Snøhvit, Albatross og Askeladd, og de opprinnelige utvinnbare reservene er betydelige. I følge norske myndigheter er de anslått til 219 milliarder m3 gass og 26 millioner m3 kondensat (totalt 1,5 milliarder fat o.e., ref. norskpetroleum.no).
Trenger ikke elefanter
Etter Snøhvit-funnet skulle det gå mer enn 15 vanskelige år med mange skuffelser og mye frustrasjon før Norsk Agip (senere Eni) i 2000 fant Goliat-feltet med 7122/7-1. Reservene i Goliat er anslått til 180 millioner fat olje (norskpetroleum.no). Det meste av oljen ligger i trias og jura sandsteiner (Kobbeformasjonen og Realgrunngruppen), men olje ble også funnet i Snadd- og Klappmysformasjonen av trias alder. Trias ble med ett «hot», og Barentshavet ble ikke lenger sett på som en ren gassprovins.
– Siden den gang har det blitt boret nærmere 130 brønner i Barentshavet, og mange av dem har vært dedikert til å teste potensialet i trias. Rundt regnet 30 brønner har påvist gass eller olje i trias sandsteiner, men suksessen har uteblitt, de fleste brønnene har blitt klassifisert som tørre eller tekniske funn, oppsummerer Lorange.
– Men Hammerfestbassenget er fortsatt interessant med hensyn på olje i både jura og trias reservoarer, og området har klare fortrinn ved at det ligger nær kysten og har infrastruktur knyttet til to felt, sier Lorange.
Vi kan heller ikke se bort fra at kritt sandsteiner har et reservoarpotensial. Petroleumsgeologer med regionalgeologiske kunnskaper trekker fram at mektige sandsteiner avsatt i kritt er påvist både på nord- og sørmarginen av Hammerfestbassenget.
Norsk Hydro fant i 1991 for eksempel 178 meter med god nedre kritt sandstein med brønn 7120/10-2 lengst sørvest i Hammerfestbassenget. Dertil har hhv. Lundin og Eni gjort funnene 7120/2-3 Skalle (Kolmule- og Knurrformasjonen) nordvest i Hammerfestbassenget og 7220/10-1 Salina (Knurrformasjonen) på Loppahøyden, noe som viser at kritt sandsteiner må regnes med, slev om volumene i de to funnene ikke er veldig store.
Lorange fremholder at det i TFO 2016-området ikke er nødvendig med elefanter – til forskjell fra lengre nord i Barentshavet– for å oppnå lønnsomhet.
– Hammerfestbassenget bør derfor få minst én sjanse til. Erfaringen fra norsk sokkel, for eksempel Utsirahøyden, viser jo at både andre og tredje generasjons leting kan gi suksess, og i Hammerfestbassenget står nå trias for tur, sier Erik Lorange i AGR.
Sjansen er der nå. Hammerfestbassenget er med i TFO 2016, og på Hydrocarbon Habitat-seminarene i april blir mulighetene i dette modne bassenget utførlig diskutert.
Register for the seminar
KOMMENTER DENNE SAKEN