Det er mange som i det siste har synset om Statoils inntreden i den russiske delen av Barentshavet. Ikke alt er like godt fundert. La oss derfor se litt på realitetene i saken fra et geofaglig ståsted.
Bakgrunnen er at Norge og Russland i fjor ratifiserte en avtale som fastsetter grensen mellom de to landene i Barentshavet. Den russiske delen av dette området ble ganske fort tildelt det russiske oljeselskapet Rosneft, mens vi i Norge i fjor sommer begynte forberedelsene til en mulig fremtidig lisensrunde (”Barentshavet Sørøst”) med å samle inn geofysiske data.
Rosneft vet mest
Den russiske delen av det tidligere omstridte området ble delt i tre. Det er i den nordligste delen – Perseevsky – at Statoil har inngått en strategisk allianse med Rosneft om leting etter olje og gass. I henhold til avtalen skal Statoil blant annet stå for innsamling av 2D- og 3D-seismikk, samt gjøre forberedelser til boring innen 2020.
Samtidig har Rosneft inngått en avtale med det italienske oljeselskapet Eni som gjelder det midtre området.
Forsker Arild Moe ved Fridtjof Nansens Institutt uttaler til Dagens Næringsliv at Statoil får de minst attraktive områdene, og at Statoils blokker har større risiko knyttet til seg enn de Eni har fått tildelt lengre sør. Påstanden, uten noen form for forbehold, er mildest talt forunderlig og vitner om manglende geologisk innsikt.
Av naturlige grunner er geologien i området svært lite kjent. Rosneft har imidlertid samlet inn seismiske data og er derfor det selskapet som kjenner geologien best. Vi må imidlertid forutsette at Statoil, gjennom forhandlingene, har fått tilgang til de samme dataene og derfor har oppnådd minst samme kunnskapsnivå som russerne.
Vi andre må basere oss på en mengde vitenskapelige publikasjoner om geologien i Arktis. Men feltstudier i tilgrensende landområder gir mye nyttig kunnskap, og norske geologer har god kunnskap om både Svalbard og Franz Josef Land som representerer den eksponerte delen av undergrunnen i det nordlige Barentshavet.
Forutsetningene er der
Både på østlige deler av Spitsbergen, øyene i øst og Franz Josef Land er det påvist naturlige «oppkommer» av olje (”oil seeps”) og sandstein med rester etter olje i porerommene. Dette er klare indikasjoner på at det har blitt dannet olje og at denne har migrert (eller fortsatt migrerer) ut av kildebergarten. Vi kan derfor slå fast at den aller viktigste forutsetningen for å finne olje og/eller gass derfor er til stede langt nord i Barentshavet. Det er ”gode nyheter”.
En annen viktig forutsetning for olje- og gassforekomster er at det finnes reservoarbergart(er). Derfor er det godt å vite at det er påvist både sandsteiner og kalksteiner med gode reservoarkvaliteter langt mot nord. Dette vet vi basert på geologisk kartlegging av begge landområdene, og i tillegg har Oljedirektoratet boret flere grunne brønner øst for Svalbard (GEO 08/2005). De bekrefter at det kan finnes gode reservoarbergarter i denne delen av Barentshavet. Det er også svært ”gode nyheter”.
Den tredje, avgjørende forutsetningen for at olje og gass er ansamlet er tilstedeværelsen av feller. Ved hjelp av kartlegging på land og med seismikk er det kartlagt store geologisk strukturer i det østlige Svalbard og på sokkelen øst for Svalbard. Disse fortsetter eller strekker seg inn på russisk side. Geologien har som kjent ingen kulturelle grenser.
Vi finner fellene i øvre paleozoikum og nedre mesozoikum som roterte blokker og horster samt antiformer av sannsynligvis tertiær alder. Slike feller er tradisjonelt sett på som effektive. Det er altså ingen ende på mengden av ”gode nyheter” fra det høye nord.
Vi kan dermed konkludere med at de aller viktigste forutsetningene for at det skal være dannet, migrert og ansamlet hydrokarboner i det nordlige Barentshavet synes å være til stede.
La oss likevel se litt nærmere på kildebergartspotensialet – den aller viktigste forutsetningen.
Flere kildehorisonter
Barentshavet, inkludert Pechorahavet, har tre nivåer med gode, oljegenerende kildebergarter som har gitt økonomiske oljefunn. Disse er: 1) øvre devon/nederste karbon, 2) nedre/midtre trias, og 3) øvre jura.
Sannsynligvis er de eldste kildebergartene (devon) mest attraktive langt nord. Det er disse som har oppnådd høy nok temperatur til at olje blir dannet på de store plattformområdene. Yngre kildebergarter (trias) har muligens generert olje i de dypeste delene av bassengene. Øvre jura er sannsynligvis umoden i dette området.
Oppløft av sokkelen og tidlig kritt vulkanisme kan komplisere bildet noe.
I tillegg er det både på land og sokkelen lengre sør påvist andre potensielle kildebergarter. To av dem kan ha regional utbredelse: svarte skifre fra ordovicium og øvre perm. Ikke nok med det, det kan se ut som om nedre karbon og deler av øvre karbon er en god oljekilde i lokale riftbassenger.
Uten data fra brønner og seismikk er det selvsagt vanskelig, eller skal vi heller si umulig, å forutsi nøyaktig hvor kildebergartene kan ha blitt avsatt og bevart gjennom flere hundre millioner år.
Men vi vet altså noe. Marine bergarter i devon og nedre karbon på Svalbard gir godt håp om at det har blitt avsatt skifre med kildebergartspotensial. Det forkommer rester etter tung olje (bitumen) i devonske bergarter nord på Novaya Zemlya som antakelig stammer fra en marin, paleozoisk kilde. Ser vi dette i lys av NGUs kartlegging av Kaledonidene på sokkelen (GEO 02/2011), så kan noen av de paleozoiske kildebergartene fremdeles være effektive lengre mot nord og vest enn tidligere antatt. I så fall kan det hende at Statoil har blitt partner i det mest lovende området.
Risikoen ikke unormalt høy
Kort oppsummert er ikke den geologiske risikoen unormalt høy for et ”frontierområde” som dette. Kildebergart, reservoarbergarter og fordelaktige strukturer er sannsynlig. I tillegg er det funnet olje som beviselig har vandret ut av kildebergarten.
Stort mer kan ikke en petroleumsgeolog kreve så tidlig i letefasen. Uansett er det alt for tidlig å kritisere Statoil for at selskapet tar unødvendig stor geologisk risiko.
Et program for innsamling av innsamling av seismikk og boring av en letebrønn før 2020 må derfor ikke betraktes som noen ”enorm risiko” for Statoil.
Skrevet av Snorre Olaussen