– Her har vi en stor oppgave foran oss, presiserte Ingrid Sølvberg, direktør for utbygging og drift, da hun presenterte Oljedirektoratets rapport for funn og felt 2019 (Ressursrapport 2019).
Nå som sokkelen er moden, og de «enkleste fatene» er produsert eller besluttet å produsere, siktet hun til et «betydelig volum» som hun betegner som utfordrende å få satt i produksjon med dagens kunnskap og teknologi.
Samtidig ser hun det positive i at industrien har klart å finne løsninger på det mange har sett på som nærmest umulige oppgaver.
– Norsk sokkel har vært et teknologilaboratorium, og vi har lykkes ved å bygge kunnskap, være kreative, og – ikke minst – ha mot til å ta i bruk nye teknologiske løsninger
De utfordrende tilhører to kategorier: olje og gass i tette reservoarer, samt olje og gass som krever EOR-metoder for å bli produsert.
Tette reservoarer
Oljedirektoratet (OD) gjennomførte i fjor en kartlegging som viser at det ligger store volumer av olje og gass i tette reservoar, der tette reservoarer er definert ved at permeabiliteten er lavere enn 10 milliDarcy (mD).
OD har oversikt over 42 funn og felt som til sammen inneholder mer enn tolv milliarder fat tilstedeværende oljeekvivalenter (o.e), hvorav det aller meste er olje (nærmere åtte milliarder fat). Dette er til sammenligning flere oljeekvivalenter enn de opprinnelige, tilstedeværende volumene i Troll-feltet.
Utvinningsgraden fra tette reservoarer er naturligvis betydelig lavere enn fra konvensjonelle reservoarer. OD har beregnet en gjennomsnittlig utvinningsgrad på 20 prosent for olje og 30 prosent for gass i kalksteinreservoarene, mens den gjennomsnittlige utvinningsgraden for sandsteinsreservoarene er beregnet til 12 prosent for olje og 25 prosent for gass. Etter ODs vurderinger er derfor det totale utvinningspotensialet fra de 42 objektene nesten tre milliarder fat. Reserveanslaget for Johan Sverdrup er til sammenligning 2,7 milliarder fat o.e.
Illustrasjon: Oljedirektoratet
– De største oljevolumene i tette reservoarer ligger i den sørlige delen av Nordsjøen, mens gassvolumene er størst i Norskehavet og Barentshavet, sa Sølvberg i sin presentasjon.
For den sørlige Nordsjøen dreier det seg primært om kalksteins- og basementreservoarer, mens store deler av volumene i den nordlige delen av Nordsjøen ligger i sandsteinsreservoarer. På Oseberg- og Gullfaks-feltene er det imidlertid også store volum i den overliggende Shetlandkalken og delvis i Listaformasjonen.
I Norskehavet dreier det seg utelukkende om sandsteinsreservoarer. Oljedirektoratet trekker fram funnene Lavrans, Linnorm, Noatun og Njord Nordflanken 2 og 3 som alle har tette reservoarsoner der rettighetshaverne nå vurderer muligheten for utbygging ved å bruke ulike teknologier for å bedre lønnsomheten.
Funn i Norskehavet blir også tilbakelevert fordi rettighetshaverne ikke finner lønnsomhet i utbygging av de tette reservoarsonene. Gassfunnet 6506/6-1 (Victoria) fra 2000 er et eksempel på dette, og her er det ikke bare et tett reservoar som er utfordringen, det hører også med til historien at gasen ligger svært dypt (mer enn 5000 meter under havoverflaten), og at både trykk (820 bar) og temperatur (220 grader celsius) er svært høye. Etter en avgrensningsbrønn i 2009 ble ressursene også nedjustert fra 89 milliarder m3 til mellom 20 og 60 milliarder m3.
Også i Barentshavet finnes tette reservoarer som det blir en utfordring å få i produksjon. Her dreier det seg hovedsakelig om trias sandsteiner.
To metoder
OD ser to farbare veier for å produsere olje fra tette reservoarer: enten ved å sprekke opp reservoaret nær brønnene, og/eller ved å bore mange brønnbaner i de tette sonene.
Utvinning fra tette reservoar kan imidlertid i flere tilfeller bare bli lønnsomt dersom utbyggingen baseres på tilknytning til eksisterende infrastruktur. Store volum og relativt lave produksjonsrater medfører lang produksjonshorisont. Det er derfor viktig med løsninger som gjør det mulig å produsere ressursene innenfor levetiden til eksisterende infrastruktur, påpekte Ingrid Sølvberg i sin presentasjon.