Stor verdi – komplisert geologi Olje- og gassfunnet Shrek ligger knapt fem km sørøst for Skarv-feltet som ble påvist i 1998 og kom i produksjon 15 år senere.

Stor verdi – komplisert geologi

PGNiGs funn øst for Skarv i fjor høst er et typisk eksempel på nærfeltleting som kan gi «high value barrels».

Lite omtalt i pressen, men med en forholdsvis stor portefølje, definert ved en god blanding av letelisenser, utviklingsprosjekter og produksjon, er den korte oppsummeringen av det polske oljeselskapet PGNiGs rolle i Norge. Mer presist kan vi slå fast at polske PGNiG deltar i 30 lisenser på den norske kontinentalsokkelen, produserer ca. 20 000 fat o.e. per dag fra 5 felt, mens olje- og gassreservene på slutten av fjoråret utgjorde 169 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.) fra 5 felt og 6 funn.

I Polen er PGNiG, med 25 000 ansatte og en omsetning på elleve milliarder dollar, derimot en stor aktør innenfor oppstrøms-, midtstrøms – og nedstrømsvirksomhet. Selskapets samlede produksjon nådde i fjor 108 000 fat o.e. per dag, og reservene var 858 millioner fat o.e. Staten eier 72 prosent.

Det var olje- og gassfunnet Shrek som gjorde at PGNiG i fjor ble en del av det norske nyhetsbildet. I deres aller første egenopererte brønn på norsk sokkel gjorde selskapet et interessant funn rett øst for feltet Skarv utenfor Midt-Norge. Interessant fordi det kan vise seg å gi svært god lønnsomhet for både operatøren og de to partnerne Aker BP og Lime Petroleum.

Stort usikkerhetsspenn

– Det var i nettopp dette området vi startet virksomheten vår da PGNiG kom til Norge for drøyt ti år siden, forteller Chris Dart, Exploration Manager i det polske selskapets norske avdeling, med referanse til olje- og gassfunnet Shrek på midtnorsk sokkel.

Chris Dart (venstre) har vært letesjef i PGNiG Upstream Norway AS siden 2014. Torleif Reiersen er sjefsgeofysiker i PGNiG Upstream Norway AS. Foto: Halfdan Carstens

På den tiden var BP operatør for Skarv-feltet, men selskapet hadde begrensede ambisjoner om å lete på østsiden av Skarv feltet. Det åpnet muligheten for andre selskaper, og PGNiG lot seg ikke be to ganger. I TFO 2015 søkte således selskapet om et areal øst for Skarv og endte opp med å bli operatør for PL 838 med DEA og Tullow Oil som partnere. Senere har Aker BP overtatt Tullow Oil sin andel, og Lime Petroleum overtok DEAs andel rett før funnbrønnen ble påbegynt sent i fjor sommer (GEO 07/2019: «Leter KUN etter olje»).

Med sin letebrønn på midtnorsk sokkel i fjor høst skjøt PGNiG det som kan vise seg å være gullfuglen. I en artikkel i GEO 08/2019 («Best year since 2011») trekker Anders Wittemann fram 6507/5-9 (Shrek) som et av de mest lønnsomme funnene på norsk sokkel i fjor (GEO 08/2019: «Best year since 2011»).

Vi snakker sannsynligvis om rundt 28 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter (o.e), med 35 prosent andel for PGNiG, men siden det er så nært olje- og gassfeltet Skarv, kan det raskt komme i produksjon og har stor verdi. Henvisningen går til slagordet «high value barrels» som Equinor brukte for å beskrive lønnsomheten på et annet funn i fjor (Echino Sør).

I pressemeldingen fra Oljedirektoratet ble de utvinnbare ressursene anslått til mellom 20 og 40 millioner fat oljeekvivalenter. Usikkerhetsspennet virker umiddelbart ganske stort, men tallene ble publisert rett etter at brønnen var ferdigstilt. På det tidspunkt hadde ikke operatøren hatt tid nok på seg til å evaluere all informasjonen fra de to brønnbanene.

Tektonisk komplisert

– Vi jobber kontinuerlig med å redusere usikkerheten, og forventer å kunne gi et mye mer nøyaktig svar i august i år. På det tidspunkt må vi ta en Beslutning om Konkretisering (BoK). Neste steg vil deretter bli å utarbeide en Beslutning om Videreføring (BoV) og Plan for Utvikling og Drift (PUD), forklarer Dart.

Seismisk bilde over Shrek-prospektet. Illustrasjon: PGNiG / PGS

– Nå er vi også fullt ut opptatt med å skrive Final Well Report som skal være ferdig seks måneder etter at brønnen var ferdig, legger han til (altså midten av april).

Usikkerheten i ressursestimatet har først og fremst å gjøre med tolkningen av de seismiske dataene å gjøre. Beliggende rett vest av Nordlandsryggen er strukturen, tektonisk sett, svært komplisert.

– Det er derfor vanskelig å korrelere horisonter over prospektet, påpeker Torleif Reiersen, sjefsgeofysiker ved PGNiGs norgeskontor.

– En annen usikkerhet er dybdekonverteringen. Vi jobber med denne for å få kontroll på volumene.

De-riskingen av prospektet før boring ble hovedsakelig gjort med AVO-analyser. Reiersen forteller at prospektets areal ble vurdert som for lite for bruk av EM, og nærheten til Nordlandsryggen, med salt i grunne nivåer, mener han er en kompliserende faktor i tolkningen av eventuelle EM-anomalier.

Etter den første brønnen, undersøkelsesbrønnen 6507/5-9 S, boret PGNiG avgrensningsbrønnen 6507/5-9 A «back to back». Iht. Oljedirektoratets pressemelding kom «både gass/olje- og olje/vann-kontakten i avgrensningsbrønnen inn på tilsvarende dyp som i funnbrønnen». Det betyr at de to brønnene ga gode svar, og Dart ser ikke for seg at det er nødvendig å avgrense funnet med flere brønner.

De to letebrønnene som ble boret i fjor høst viste at olje- og gasskontaktene ser ut til å være de samme over hele strukturen. Illustrasjon: PGNiG / PGS

Mest interessert i gass

PGNiG har forpliktet seg til å levere gass til rørledningen Baltic Pipe som skal fylles med gass fra norsk sokkel via Danmark og til det polske markedet. Rørledningen skal stå ferdig i 2022. På konferansen NCS Exploration Strategy i november i fjor fortalte Chris Dart at selskapet derfor har en strategi om å øke gassproduksjonen fra norsk sokkel fra 0,5 til 2,5 milliarder m3 per år fra 2022.

Det betyr at både leting (organisk vekst) og transaksjoner (M&A) er en del av selskapets virksomhet de nærmeste par årene, der hovedvekten vil bli lagt på å øke gassreservene.

Skarv – nærmeste nabo

Skarv-feltet produserer gass og olje fra sandsteiner tilhørende Tilje-, Ile- og Garnformasjonene. Garnformasjonen har god reservoarkvalitet, mens Tiljeformasjonen har relativt dårlig kvalitet. Reservoarene er inndelt i flere forkastningssegmenter og ligger på 3300-3700 meter dyp. Segmentet Ærfugl (vest for Skarv) består av gass i sandsteiner av kritt alder i Lysingformasjonen. De opprinnelige reservene i Skarv utgjorde 382 millioner fat oljeekvivalenter. Omtrent 60 prosent av ressursene i feltet var gass. PGNiG har en eierandel på 11,9175 prosent.

Kilde: norskpetroleum.no

Kort avstand. Om ikke et steinkast unna, så ligger Shrek-funnet så nært Skarv-feltet at infrastrukturen fra 2013 kan benyttes for å sette det i produksjon. PGNiG er partner i Skarv. Foto: Rolf Rydningen

X