«No shows were encountered».
“Hence, reservoirs, cap rocks and potential source rock were confirmed although no hydrocarbons were found in this first well.
Esso 8/3-1 Final Well Report
I all enkelhet var dette konklusjonen som amerikanerne trakk etter boringen av brønn 8/3-1 i 1966. Esso Exploration Norway Inc. fant verken olje eller gass i den aller første undersøkelsesbrønnen («wildcat») på norsk sokkel. Den var det som blir kalt «tørr».
I et lite intervall med jura sandsteiner registrerte måleinstrumentene på riggen riktig nok gass i boreslammet («extremely high gas content between 1990 and 2120 meter»), og det ble spekulert i om gassen kom fra tynne lag med lignitt (brunkull) i sandsteinsbenkene. Det var likevel alt for små mengder til at det var snakk om et kommersielt funn.
En tørr brønn er alltid skuffende, men i dette tilfellet var det likevel mye å glede seg over.
Kilde: npd.no
– Resultatet av brønnen var, på tross av at det ikke ble funnet hydrokarboner, oppmuntrende. Den bekreftet til fulle at det i norsk sektor av Nordsjøen fantes en sedimentær lagrekke på flere tusen meter, og at den ga gode indikasjoner på at bassenget hadde kildebergart, reservoarbergart så vel som takbergart. At det også eksisterte feller, visste geologene før boringen startet. Informasjonen kom fra de seismiske dataene, forteller Dag Bergslien som har en lang karriere som geolog i Esso bak seg.
Dessuten oppsummerte operatøren situasjonen med at «the geologic information obtained from it has given Esso a significant advantage over our competitors in understanding the geologic history of the shelf».
Så selv om resultatet av brønnen var negativt, i og med at det verken ble funnet olje eller gass, ga den Esso den nødvendige troen på at det kunne finnes kommersielle mengder med olje og gass i norsk sektor av Nordsjøen.
Det var bare å fortsette letingen, og allerede 8 dager etter at 8/3-1 var avsluttet begynte Esso boringen av en ny brønn, 25/11-1.
Tidlig suksess
Da Esso startet boringen av 8/3-1 på 94 meters vanndyp sommeren 1966 var det allerede gått to år siden boringen av den aller første letebrønnen ble påbegynt i Nordsjøen (1963). Brønnen på tysk sektor endte nesten med en ukontrollert utblåsning og ga klare signaler om at offshore oljevirksomhet var forbundet med stor risiko.
Året etter, i desember 1964, startet også britene med leteboring. Heller ikke i den brønnen ble det funnet hydrokarboner. Bare seks måneder senere, i juni 1965, boret hele 7 fartøyer i Nordsjøen, tre utenfor kysten av Vest-Tyskland og fire utenfor kysten av England. På det tidspunktet var vi hjemme i Norge godt i gang med å planlegge utforskningen av norsk sokkel. Den første konsesjonsrunden hadde blitt utlyst den 13. april, og den 15. juni – da søknadsfristen gikk ut – var det kommet inn 11 søknader.
Det aller første funnet av hydrokarboner i Nordsjøen ble gjort senhøstes 1965. BP fant da gassfeltet West Sole i blokk 48/6 med reservoar i permiske sandsteiner. De opprinnelige reservene var 1,873 TCF, eller omtrent 53 milliarder m3 gass (330 millioner fat o.e.). Da hadde Industridepartementet tildelt utvinningstillatelse til 8 selskapsgrupperinger for til sammen 74 blokker (PL 001 til PL 022) på norsk sokkel (GEO 02/2015; «Opptakten til oljeeventyret»).
Flere nye gassfunn ble gjort på britisk sokkel i 1966; Leman, Indefatigable og Hewett.
– Alle disse funnene hadde reservoar i vindavsatte (eoliske) permiske sandsteiner, og geologene forstod at gassen hadde blitt dannet i dypereliggende kull av karbon alder, forteller Bergslien.
– I ettertid vet vi at geologene og geofysikerne som jobbet med norsk sokkel hadde en letemodell med disse ingrediensene i bakhodet. Permiske sandsteiner var derfor et viktig «target» i den tidlige letefasen.
Mellom 1935 og 1959 ble det boret 35 dype brønner på land i Danmark, og det ble funnet spor av både olje og gass, bl.a. i kritt kalksteiner, men det var alt for lite for at det kunne settes i gang kommersiell utvinning (GEO 01/2010; «150 år med oljeproduksjon»).
I 1963 fikk Dansk Undergrunds Consortium (DUC) alle rettigheter til å lete utaskjærs. Det første funnet av olje ble gjort i 1966 med brønn A-1 (Kraka-feltet). Oljefunnet i kritt kalksteiner var imidlertid ikke kommersielt den gangen, men det ble satt i produksjon i 1991.
Situasjonen da Esso begynte boringen av den aller første undersøkelsesbrønnen på norsk sokkel var altså at det var gjort et gigantisk gassfunn i Nederland (Groningen), og at danskene, tyskerne og britene var godt i gang med å lete, og at de første kommersielle funnene av gass, ikke olje, hadde blitt gjort i permiske sandsteiner langt sør i Nordsjøen.
Den 22 juni 1966 ankret Ocean Traveler opp i Dusavik i Stavanger etter å ha blitt slept i 52 døgn over Atlanterhavet. Riggen tilhørte det amerikanske boreselskapet Odeco og var innleid av Esso Exploration Norway Inc.
Det var St. Hansaften i Stavanger, og noe stort var på gang.
«Attractive structure»
I den første konsesjonsrunden på norsk kontinentalsokkel fikk Esso tildelt de tre lisensene 001, 002 og 003.
Lisens 003 inneholdt blokken 8/2, 8/3, 9/7 og 9/8, og brønn 8/3-1 ble påbegynt («spuddet») tirsdag 19. juli 1966 kl. 08.20 – knapt ett år etter tildelingen – med den amerikanske boreriggen Ocean Traveler. I løpet av det første døgnet kom borekronen 4,3 m (eller 14 fot som det står i Daily Drilling Report) ned i den bløte leiren rett under havbunnen.
– Brønnen ble boret i det som vi i dag kaller Egersundbassenget, og hvor det senere har blitt gjort flere funn av olje, forteller Bergslien.
Bare sju år etter Essos boring gjorde nemlig Phillips et lite oljefunn ca. 20 km nord for 8/3-1, kjent under navnet Brisling, og senere har det blitt gjort ytterligere fire oljefunn i Egersundbassenget. Ett av dem, Yme, produserte olje mellom 1996 og 2001.
Interessen for Egersundbassenget er der fortsatt. Repsol er rettighetshaver på to lisenser knyttet til Yme, der Okea nå ønsker å overta operatørskapet, og senest i TFO 2015 ble Det norske tildelt operatøransvaret for 2 lisenser i naboblokken 17/12.
– Dette viser med all tydelighet at Esso ikke var «helt på jordet» da de søkte på blokk 8/3-1. Årsaken til at selskapet prioriterte slik det gjorde var nok at strukturen som 8/3-1 ble boret på var svært stor og derfor attraktiv.
– Det er også usikkert om Esso var i stand til å kartlegge de prospektene som det senere har blitt gjort funn på fordi det kun hadde tilgang til et svært grovmasket seismisk datasett. Og om prospektene hadde blitt definert, hadde de den gangen sannsynligvis blitt definert som for små til å være interessante, fremholder Bergslien.
Hensikten med 8/3-1 var å undersøke «the largely unknown stratigraphic sequence and lithologies in a virgin area on an attractive, representative structure in terms of vertical and areal closure and inferred thickness of sediments”.
– Strukturen ble altså vurdert som attraktiv, og den var godt definert på de seismiske dataene, til tross for at det var hele sju (!) km mellom hver seismisk linje. Det står i kontrast til dagens 3D-seismikk med 25-50 meter mellom hver linje.
– Tatt i betraktning av at geologien var svært lite kjent før denne boringen, må vi også anta at Esso langt på vei betraktet denne brønnen som en stratigrafisk test, påpeker Bergslien.
Etter som brønnene på dansk og tysk sokkel hadde blitt boret mye lengre sør og i andre geologisk provinser, og de britiske brønnene var boret i «gassbassenget» i den sørlige delen av Nordsjøen, sør for Mid North Sea High, hadde Esso dårlig stratigrafisk kontroll. Esso skriver således i en av de mange rapportene som ligger i arkivet deres at «the reflection horizons were correlated long range with known reflectors hundreds of miles to the southwest in UK waters”.
– Likevel klarte geologene å lage en prognose med «prospective reservoirs», eller «targets», i sandsteiner av tertiær, nedre kritt, jura og perm alder, der den permiske Rotliegendegruppen allerede var kjent som et godt reservoar etter flere funn på britisk sokkel.
Det er imidlertid lite som tyder på at Esso på denne tiden hadde klare forventninger om at øvre jura skifer skulle være god kildebergart, slik vi senere har påvist, og under boringen var det heller ingen som fullt ut forstod at det ble boret gjennom en potensielt god kildebergart. Det siste har også sammenheng med at skiferen i dette området er «fortynnet» som kilde i forhold til den rike «hot shale», forteller Bergslien.
Et moralsk selskap
– Esso Exploration satt i London den gangen, og arbeidet med både lisensrunden og forberedelsene til boringen lå under North Sea Study Group, forteller Per Skarung i ExxonMobil. Han er leder for arkivet i ExxonMobil, og har satt seg inn i selskapets lange historie, både i Norge og internasjonalt.
Esso lå på den tiden et hestehode foran de aller fleste oljeselskapene mht. kunnskap om Nordsjøen. Årsaken var at selskapet i 1959 sammen med Shell fant gassfeltet Groningen. Men også Groningen hadde reservoar i permiske sandsteiner, og geologien i det sørlige gassbassenget er en del forskjellig fra geologien på norsk sokkel.
– I begynnelsen ble ikke Norge betraktet som interessant. Oppmerksomheten var rettet mot Nederland, Tyskland, Danmark og Storbritannia, sier Skarung.
– Men etter hvert ble også norsk sokkel vurdert, og den første stedlige representanten for Esso Exploration & Production, juristen Robert Y. Woodul, som var ekspert på internasjonale forhold, kom til landet i 1963. Som en av flere oljeselskapsrepresentanter bisto han norske myndigheter, blant annet som formann i den komiteen som utarbeidet det første forslaget til konsesjonslovgivning for norsk sokkel.
Selskapet hadde da i 70 år solgt petroleumsprodukter rundt omkring i landet, og på Vallø og Slagentangen utenfor Tønsberg drev selskapet raffinerier. Men nå var selskapet interessert i å finne olje.
Skarung forteller at Esso gjennom Woodul, og senere også Richard J. Loeffler, hadde et usedvanlig godt forhold til både Norge, norske myndigheter og spesielt Jens Evensen. Begge amerikanerne var flinke til å dele opplysninger om hva som var standard praksis i internasjonal oljeindustri når det gjaldt konsesjoner, sikkerhet og teknologi.
– Esso sin lange historie i Norge og ca. 60 års tett samarbeid med norske myndigheter ga bedriften et selvbilde nærmest som Norges nasjonale oljeselskap, fremholder Skarung.
Woodul og Evensen spiste ofte sammen, og Evensen brukte Woodul som et barometer på hvordan de utenlandske oljeselskapene ville kunne reagere på de norske utspillene vedrørende utformingen av norsk oljepolitikk. Evensen fikk eget kontor i Exxon sitt hovedkvarter i New York, fri tilgang til bedriftens juridiske kontor og bibliotek, samt nettverk til universiteter og relevante institusjoner i USA.
– Jens Evensen benyttet disse mulighetene, dog uten på noe tidspunkt å kompromisse med Norges interesser. Han forsøkte å finne muligheter for å hevde nasjonalstatens interesser overfor de multinasjonale selskapenes kommersielle interesser. Evensen mente, og demonstrerte i sine praktiske tiltak, at begge deler lot seg forene. De første komiteene som la grunnlaget for norsk oljepolitikk var satt sammen av norske byråkrater og representanter for de internasjonale selskapene. Resultatene ble usedvanlig gode for Norge.
Skarung kjenner oljeindustrien godt, og han er selvsagt innforstått med at den ikke alltid har fart like varsom frem. Men han hevder med styrke at Esso ikke kom til Norge for å utnytte et lite land med lav oljekompetanse.
– Selskapets kultur ble utviklet gjennom John D. Rockefeller, og helt siden han etablere Standard Oil i 1872 har det sett på seg selv som det selskapet i verden med høyest forretningsmoral. Derfor skulle det være en gjensidighet mellom partene, og den moderne ekvivalenten til dette finner vi for eksempel i Chad. Exxon hadde muligheten til å bygge ut et stort felt i Chad, men ventet i ca. ti år, helt til det var etablert et samarbeid med Verdensbanken og en godkjent avtale om fordeling av overskuddet til alle folkegrupper i Chad ble undertegnet. Først etter at Chads regjering og statssjef aksepterte dette ble utviklingen av feltet satt i gang.
Transparency International har gitt Exxon en pris for denne avtalen som eksempel på høyetisk forretningsmoral i Afrika, forteller Skarung.
Mulig kilde og reservoar
Boringen av 8/3-1 tok 84 dager og ble avsluttet den 10. oktober 1966 3015 meter under boredekket. Borekronen hadde da kommet 50 meter inn i krystallinske bergarter («basement»). Esso beskriver dem som «schists derived from the metamorphism of cacareous argillaceous sandstones and shales» av silur alder, og slik stein tilhørende Den kaledonske fjellkjeden var selvsagt godt kjent fra det norske fastlandet.
Teknisk sett var boringen vellykket. Det eneste problemet oppstod da borestrengen ble trukket ut av hullet i forbindelse med at det skulle tas kjerne i basement ved 2961 meter. Borestrengen satte seg fast ved 1660 meter, hvorpå biter av skifer begynte å falle inn i hullet (“shale caving”) mellom 1320 og 2030 meter. Det gikk med 18 dager på å løse problemet og få logget hullet på tilfredsstillende måte.
– Boringen avslørte et mer enn 100 meter tykt lag tilhørende øvre jura som Esso senere refererte til som «hot shale», og det er denne enheten – «Kimmeridge Clay» – som vi i dag kjenner som kildebergart til omtrent alle oljefeltene i norsk sektor av Nordsjøen, forteller Bergslien.
Senere analyser viste at skiferen hadde opp mot fem prosent karbon og derfor kunne karakteriseres som potensiell kildebergart. Men på strukturen hadde den ikke temperaturen vært høy nok til at den hadde begynt å generere olje. Den var det geologene kaller umoden, men dypere i bassenget – der temperaturen er høyere – var det svært sannsynlig at den var moden.
Men geologene hadde den gangen selvsagt ikke så stor kunnskap om kildebergarter som de har i dag.
– Jeg tror det var lite eller ingen fokus på geokjemi og kildebergarter tilbake i 1966. Brønnen ble jo heller ikke boret der hvor den gode kildebergarten finnes. Skiferlagene har ikke spesielt høy radioaktivitet, men karboninnholdet (TOC) og hydrogenindeksen (HI) er relativt høye, forteller kildebergartsspesialisten Torbjørn Throndsen i TORENA.
– Det Esso faktisk påviste i denne brønnen er det vi etterkant kaller Tauformasjonen. Den er litt eldre og altså ikke ekvivalent med det vi i dag kaller «hot shale», dvs. de virkelig rike skifrene i Draupneformasjonen i Vikinggrabenen og Mandalformasjonen i Sentralgrabenen. Men i dag vet vi at Tauformasjonen er kildebergart for Yme-feltet og de andre funnene i Egersundbassenget, sier Throndsen.
Bergslien konkluderer derfor med at det er belegg for å si at Esso fant kimen til kildebergart i denne brønnen.
Det ble tatt fem kjerner, men «recovery» var dårlig, hvilket betyr at det kom opp mindre kjernemateriale enn det «core barrel» tillot. De to første kjernene ble tatt i midtre jura sandsteiner som senere har vist seg å være reservoarbergart i Egersundbassenget (Sandnesformasjonen).
I sin oppsummering av brønnen konkluderer Oljedirektoratet (npd.no) med at den påviste potensielle reservoarbergarter med god porøsitet i danian krittbergarter (Ekofiskformasjonen) og i midt jura sandsteiner (Sandnesformasjonen). I ettertid vet vi at alle funnene i Egersundbassenget er i nettopp Sandnesformasjonen.
– Det ble også tatt en kjerne øverst i den permiske evaporittsekvensen, og i tillegg hele to kjerner i basement, forteller Bergslien.
Ettersom det ikke ble rapportert spor av olje under boringen, og loggene heller ikke viste tegn til hydrokarboner, ble det ikke foretatt noen produksjonstest, og det ble heller ikke tatt væskeprøver fra formasjonen.
Esso boret gjennom hele 700 meter med salt for å nå de permiske sandsteinene. Men den antatte reservoarbergarten manglet altså. Det ble kun boret gjennom ti meter med skifer og kalkstein av mulig perm alder, og ved 2965 meter kom borekronen altså inn i krystallinske, metamorfe bergarter.
Håpet om å finne olje i denne brønnen var dermed definitivt ute.
– Boringen viste at den geologiske prognosen var god. Men Esso måtte konstatere at det ble påvist færre meter med reservoar enn det geologene hadde håpet på. Spesielt skuffende var det at brønnen ikke påtraff permiske sandsteiner, fremhever Dag Bergslien.
Nytt jubileum
Esso fant verken olje eller gass med 8/3-1. Men dataene viste at det på norsk sokkel var en mulig kildebergart, flere reservoarbergarter så vel som takbergart. Alle de nødvendige ingrediensene for å gjøre funn var til stede.
Derfor må vi tro at de geologiske dataene i brønnen var kilde til stor oppmuntring i Essos North Sea Study Group. Den var en god start for både Esso og Norge.
Historien forteller også at Esso allerede året etter fant olje i den andre brønnen på norsk sokkel, 25/11-1. Selskapet skjønte det ikke den gang, men den blir i dag regnet som funnbrønnen på Balder-feltet som kom i produksjon i 1999.
50års-jubileet for det første oljefunnet på norsk sokkel kan derfor feires neste år.
