Dette skal Kari ha æren for.
Letesjef John Clark i RWE Dea levner liten tvil om hvem som har jobbet frem prospektet Zidane i blokk 6507/7 utenfor Midt-Norge, først frem til en søknad i TFO2006, og deretter frem til boringen av en letebrønn i fjor. Det er derfor ingen andre som skal få hederen for et lite gassfunn på en struktur som var gitt opp av mange.
Vi snakker om Kari Johnsen som kan vise til ti års fartstid i det tyske selskapet.[1]
– Det var en tøff beslutning å komme frem til å bore dette prospektet. Det vi har lært av denne prosessen er å sette spørsmålstegn ved etablerte sannheter og aldri gi seg før brikkene faller på plass, fremholder Clark.
[1] Kari Johnsen jobber i dag i Chevron Norge.
Lovende prospekt
I september i fjor ble det kjent at oljeselskapene RWE Dea (operatør), Mærsk, Edison og Noreco hadde gjort et overraskende gassfunn (6507/7-14) på en struktur der Conoco for mer enn 25 år siden boret en tørr brønn (6507/7-1).
Slikt pirrer nysgjerrigheten, og RWE Dea forteller mer enn gjerne denne historien. Det skal Olje-Norge være glad for. For det er en god lekse, selv om det ikke er første gangen at det blir gjort funn på prospekter som gjennom tidligere boringer har blitt oppgitt som tørre.
– Zidane er en nydelig og veldefinert struktur. Derfor var den ett av mange prospekter som ble boret på 1980-tallet, rett etter at sokkelen utenfor Midt-Norge ble åpnet for leting, forteller Johnsen.
Boringer i det samme området hadde vist at det var gode reservoarbergarter i jura, og flere funn lengre sør hadde demonstrert at fellen med roterte forkastningsblokker fungerte godt. Det var også all grunn til å tro at det var moden kildebergart i nærheten av prospektet.
– Risikoen for å bore tørt i forkant av den første brønnen i blokken ble nok derfor betraktet som forholdsvis liten.
Det er også verdt å merke seg at 6507/7-1 testet det dype prospektet i blokken, og ikke det grunne 15 km mot sørvest som senere skulle vise seg å inneholde Heidrun-feltet. Heidrun hadde opprinnelig mer enn én milliard fat utvinnbar olje.
Skuffende letebrønn
Skuffelsen var nok derfor stor da 6507/7-1 mot slutten av 1984 ble avsluttet som en tørr brønn. Men det var spor av hydrokarboner gjennom hele reservoaret. Den var derfor på ingen måte ”knusk tørr”, slik som oljegeologene ellers kan oppleve. Det ble til og med foretatt en produksjonstest, men uten at reservoaret ga fra seg annet enn vann og små mengder gass.
– Mer enn 20 år senere tolket vi først brønnresultatet som om trykket var så høyt at forseglingen over reservoaret var brutt. Vi trodde hydrokarbonene hadde lekket ut etter at strukturen først hadde blitt fylt med olje og deretter gass. Ved nærmere analyse viste dataene fra produksjonstesten at trykket var for lavt til at seglet skulle være brutt. Vi hadde et forklaringsproblem, sier Johnsen.
– Men ikke nok med at brønnen var tørr, reservoaregenskapene var også dårlige, dårligere enn det som kan forventes i et olje- eller gassreservoar på et slikt dyp. Sandsteinene var ganske tette.
Det var med andre ord all mulig grunn til å ligge unna et slikt vanskelig prospekt. At andre har vurdert situasjonen likedan, går frem av at ingen har villet røre det på mer enn 20 år.
Ny vurdering
Oljeleting i modne områder handler imidlertid om å sette spørsmålstegn ved etablerte sannheter, foreta nye tolkninger i lys av ny kunnskap og nye data, samt aldri gi seg før alle brikker er på plass. For Kari skjønte at det var en teorietisk mulighet for at det kunne ligge et gassfelt over det nivået hvor Conoco hadde truffet reservoaret på mer enn 4300 meters dyp. Brønnen kunne jo ha blitt satt utenfor lukningen.
Dermed ble alle sporene av gass i den første brønnen en inspirasjon til å gå dypere inn i materien. Oljeleting er for de nysgjerrige.
Oppgaven – og utfordringen – ble derfor å gi ledelsen en god forklaring på at det kunne være gass høyere opp på strukturen, og i beste fall helt ned til det nivået som var tørt. I så fall ville volumene kunne være store nok til at det var kommersielle mengder.
Mens den første brønnen baserte seg på gammel 2D-seismikk, var det nå moderne 3D-seismikk tilgjengelig. Det gjør at det er mye enklere å definere omganget og størrelsen og forstå hvor den første brønnen var boret i forhold til lukning.
– Nitidig kartlegging og nøyaktig dybdekonvertering var utslagsgivende for at vi valgte å gå for dette prospektet. At lukningen nå ble mindre talte også positivt for tolkningen av brønnresultatene fra 1984. Det forklarte i så fall hvorfor den første brønnen kun hadde spor av gass. Sjansen for at 6507/7-1-brønnen var boret utenfor lukning var med ett større. Denne erkjennelsen ga oss faktisk ny tro, forteller Johnsen.
Dårlige reservoaregenskaper i Conocos brønn var selvsagt også en bekymring da prospektet ble evaluert.
Mot utbygging
– Reservene er større enn det vi turde håpe på. I henhold til Oljedirektotatets pressemelding viser de foreløpige beregningene at funnet er på mellom 5 og 18 milliarder Sm3utvinnbar gass, foreteller Johnsen.
Med Heidrun like i nærheten, og en planlagt gassledning rett forbi, er det derfor gode muligheter for at funnet vil bli bygget ut. Men først skal kunnskapen om reservoaret bli bedre, og en nærtliggende struktur, på andre siden av en liten graben, kan inneholde ytterligere reserver. Neste skritt er derfor å bore enda en brønn lengre mot vest. Den kommer sannsynligvis neste år.
RWE Dea har fått teften av hydrokarboner. Det må føles godt.
– Nå ser vi at porøsiteten og permeabiliteten er mye bedre der det er hydrokarboner enn der reservoaret er vannvått. Forklaringen er at porøsiteten er beholdt fordi reservoaret tidligere har vært fylt med olje. Oljen hindrer kvartssementering. Utenfor lukning, der det kun er vann, ble sandsteinene sementert. Og det var i vannsonen Conoco traff reservoaret i den tidlige utforskningen av Dønnaterassen, forklarer Johnsen.
Akkurat dette var det også grunn til å ha en mistanke om på forhånd. Rester av død olje i reservoaret som ble funnet i kjernematerialet var et klart tegn på at det tidligere hadde vært fylt med olje, og at gassen hadde migrert inn senere.
Uflaks for Conoco, vil mange si, og kanskje med rette. I ettertid må vi likevel unnskylde selskapet fordi de hadde dårligere seismikk, og at oljeselskapene på den tiden ikke var interessert i ”små” funn. De gikk for gigantene. Så selv om de på forhånd hadde trodd at det kunne ligge et lite gassfelt på strukturen, er det på ingen måte sikkert at de ville ha boret for å påvise det.
Nå er situasjonen en helt annen. Det er svært vanskelig å finne store felt, og i tillegg finnes det nå infrastruktur på Heidrun-feltet som kan benyttes for å produsere et nærliggende reervoar. Derfor var prospektet interessant for RWE Dea.
Tørr brønn med spor av gass
På Oljedirektoratet faktasider ligger brønnhistorien for 6507/7-1. Her står det bl.a: “Sharp increases in total gas and penetration rates marked the top of the Middle Jurassic Sandstone at 4338 m, (Ile Formation). The interval 4340 m to 4370 meters was cored. High total gas levels were present in the upper section of this sandstone, however no hydrocarbons heavier than propane were recorded. Gas was observed to bleed from the core and fluorescence was bright though cut was slow. Log analysis indicated some of the sands were possibly gas saturated and it was therefore decided the interval 4338 – 4374 meters, at the top of the sandstone, should be tested.”
