Gjennombrudd med dypt reservoar

Det er tanken som teller.

Akkurat det mente nok også Oljedirektoratet da det i januar ga verbal ros til det canadiske oljeselskapet Suncor for avgrensningen av oljefunnet Beta med brønn 34/4-13. Etter den brønnen ligger direktoratets reserveestimat på 125 millioner fat utvinnbar olje og 1 -2 milliarder kubikkmeter gass (GEO 01/2011).

Innenfor det nordamerikanske kontinentet ville den canadiske operatøren kalt dette et ”gigantfunn” (>100 millioner fat), men i Nordvest-Europa er vi mer kresne med adjektivene, og for at et felt skal kunne komme innenfor denne kategorien har vi hevet taket til 500 millioner fat.

Men så var det dette med tanken. For prospektet Beta hadde blitt undersøkt med en brønn i 2000 (som den gang ble kalt Delta). Men til tross for at det ble påvist olje, var de beregnete volumene så små at lisensen ble tilbakelevert uten ytterligere undersøkelser. ”Teknisk funn”, kalles det. Spørsmålet er derfor hvilke tanker som lå til grunn for å undersøke prospektet enda en gang?

I februar ble det enda mer ros. Denne gang i form av et fysisk bevis. Suncor ble tildelt Gullkronen 2011 for funn av olje på stort dyp i et modent område (GEO 03/2011). Mange ble nemlig overrasket da det ble påvist god porøsitet og permeabilitet i sandsteiner tilhørende Statfjordformasjonen. I funnet Beta ligger reservoaret mer enn 4000 meter under havoverflaten.

Men det er nettopp dette oljevirksomheten dreier seg om: Overraskelser. Negative og – som denne gang – positive. Samt å tenke de rette tankene.

Tynn oljesone i Brent

– Historien om oljefunnet Beta startet for mer enn ti år siden. Saga Petroleum boret 34/4-10 med øvre jura sandstein som primært prospekt. Det ble ikke funnet sand i øvre jura, i stedet ble det påvist ca. 30 meter med oljeførende sandsteiner i Brentgruppen. Operatøren beregnet sannsynligvis funnet til å være langt mindre enn det anslaget som lå til grunn for beslutningen om å bore. Derfor var brønnen en skuffelse, forklarer geofysiker Kjell Espejord i Suncor.

Dette forteller at det har vært en svært lang vei frem til at vi nå snakker om et kommersielt funn, og historien viser til fulle at oljeleting slett ikke er enkelt. Oljeleting krever gode data, men det er også viktig at tolkningen gjøres grundig og tar høyde for mange variable. Det er flere eksempler, også fra norsk sokkel, på at fagfolkene har gått for fort frem, og at gode prospekter derfor har blitt oversett.

Det er også nødvendig å være åpen for nye ideer om den geologiske utviklingen av et sedimentbasseng, spesielt etter hvert som det blitt boret mange brønner og de mest opplagte prospektene er testet.

– Evalueringen av Sagas tekniske funn tilsa at det ikke var grunn til å lete videre. Derfor ble arealet rundt prospektet tilbakelevert. Vi kjenner ikke begrunnelsen for at Saga Petroleum valgte denne løsningen, i stedet for å undersøke potensialet i Statfjordformasjonen, men vi har hatt fordel av bedre data og ny viten om Nordsjøens geologi, sier Espejord.

Suncor var for øvrig ikke til stede på norsk sokkel den gangen. Canadiernes ilstedeværelse er et produkt av ny politikk i håp om å gjøre nye funn i tidskritiske områder.

Tidlig på 2000-tallet skjedde gjennomgripende forandringer i forvaltningen av norsk sokkel. Regjeringen innførte i 2003 ordningen med tildeling av utvinningstillatelser i forhandsdefinerte områder (TFO) i moden områder. Med ”modne områder” forstår vi at infrastrukturen er godt utbygd. Også skattesystemet ble lagt om i favør av selskaper som ikke har produksjon. Til nå har det vært gjennomført åtte TFO-runder, og den niende (TFO 2011) har søknadsfrist i midten av september.

Det er TFO-systemet som har lagt grunnlaget for det store antallet utenlandske så vel som norske oljeselskaper på norsk sokkel.

Olje – dypt nede

Suncor (tidligere PetroCanada) er én av disse ”nykommerne”, og i TFO 2005 søkte selskapet om et areal over det samme prospektet som 34/4-10 hadde blitt boret på.

– Vi søkte arealet i Marulkbassenget fordi den rike og modne kildebergarten (Draupneformasjonen) som har fylt opp feltene Snorre og Statfjord ligger her. I tillegg hadde både seismikk og brønner vist at det var et reservoarpotensial i øvre jura sandsteiner (Heatherformasjonen) langs flanken av Tampenryggen og øst for brønnen som Saga boret, forklarer letesjef Nina Gravdal.

Seismiske anomalier som indikerte turbiditter i nedre kritt var også motiverende, og dessuten så selskapet muligheter i både midtre og jura sandsteiner.

– Det er godt kjent at Brentgruppens sandsteiner skifrer ut mot nord, men våre sedimentologiske studier antydet at de kunne avsettes i dette området i henhold til vår modell om regresjon og etterfølgende transgresjon i den øvre del av Brentgruppen, sier Gravdal.

– Derfor hadde vi forhåpninger til midt jura sandsteiner, samtidig som vi åpnet for at det også kunne være olje i Statfjordformasjonen.

Statfjordformasjonen var et lite kapittel for seg selv. Petrofysikerne analyserer alle de gamle brønnene nøye, og ny tolkning av loggene i 34/4-10 tilsa at det i denne brønnen var olje helt i toppen. Slikt pirrer selvsagt nysgjerrigheten.

Lisens (PL) 375 ble tildelt i januar 2006. Arbeidsprogrammet krevde at vi forbedret den seismiske databasen ved å reprosessere flere 3D-programmer og sette de sammen til én stor survey, samt gjøre et godt stykke geologisk arbeid.

– Arbeidet ble gjort under et sterkt tidspress, for allerede høsten 2007 måtte det tas en beslutning om enten å levere arealet tilbake eller bore en brønn, erindrer Gravdal.

Den nye tolkningen ga ny tro på olje i Brentgruppen. Det ble derfor besluttet å bore en brønn to kilometer nordøst for den gamle brønnen (34/4-10) basert på håpet om en høy oljekolonne. Muligheten for olje i Statfjordformasjonen ble også vurdert som god. Planen var derfor å bore ned i trias for å undersøke potensialet gjennom hele jurasekvensen.

Usikkerheten, eller risikoen som mange foretrekker å si, ble selvsagt betraktet som ganske stor, og før boringen av 34/4-11 ble påbegynt høsten 2009 trakk en av lisensdeltakerne seg ut. Mens boringen pågikk valgte derimot Spring Energy å kjøpe seg inn. Her ser vi igjen et godt eksempel på at oljeselskapene vurderer prospektivitet forskjellig. Dette poenget illustreres også av at Spring solgte seg ut under boringen av den neste avgrensningsbrønnen (34/4-13), mens Talisman valgte å gå inn. Men la oss ikke foregripe begivenhetene.

– Brønn 34/4-11 så først ut til å bli en skikkelig skuffelse. Riktig nok var det olje i Brentgruppen, men sandsteinene var mye mer skifrige enn noen kilometer lengre sør. Netto tykkelse på det oljeførende reservoaret var derfor bare 4,5 meter, forklarer Espejord.

Men, hensikten med denne brønnen var også å bore inn i Statfjordformasjonen, og her kom den store overraskelsen. Ikke bare var det olje i en 85 meter mektig ”Statfjordpakke” med sandsteiner, egenskapene til reservoaret var også svært gode, til tross for at det ligger dypere enn 4000 meter.

– Porøsiteten ble målt til rundt 20 prosent, og permeabiliteten var også høy. I tillegg var hele reservoaret – fra topp til bunn – fylt med olje (olje ”down to”), noe som betød at oljekolonnen måtte være høyere enn 150 meter.

Etter dette gikk Oljedirektoratet ut med en pressemelding der det blir hevdet at funnet inneholder et sted mellom 40 og 250 millioner fat olje.

Olje i 34/4-10

“In the Upper Jurassic sequences no sandstones were found and therefore no core was taken. The Heather Formation was therefore thinner than prognosed. However, a 103 m thick oil bearing, Aalenian to lower Bajocian, Brent sequence was proven. It is an oil down to situation with 10 m net pay.”

Oljedirektoratets Faktasider

Dypt reservoar

Neste skritt var å sikre seg et areal mot sørvest i TFO 2010. Grunnen var at strukturen så ut til å fortsette inn i blokk 33/6 (se kartet).
Hos operatøren stod selvsagt gleden, og optimismen, i taket. Det var gjort et oljefunn, og i beste fall kunne det være ganske stort. En ny avgrensningsbrønn ble umiddelbart budsjettert.

Ett år etter det nye funnet, høsten 2010, ble så 34/4-13 boret to kilometer nordøst for 34/4-11. Her var ikke Brentgruppen til stede i det hele tatt. Den er erodert eller ikke avsatt. Til gjengjeld var Statfjordformasjonen nok en gang stappfull av olje. En grovkornet sandstein med god porøsitet og permeabilitet ble påtruffet. Produksjonstesten bekreftet at sandsteinskvaliteten var god (10,000 fat per dag), men den fortalte også at reservoaret hadde stor utstrekning.

– Testen var svært oppløftende, sier Espejord lakonisk.

Han legger til at den viser at reservoaret har gode strømningsegenskaper, til tross for at det består av dypt begravde fluviale sandsteiner. Grunnen til dette er noe operatøren er i gang med å undersøke nærmere.

Og heller ikke i denne brønnen ble kontakten mellom olje og vann funnet.

– Vi har fortsatt ikke kontroll på olje/vann-kontakten, sier Espejord, men han betrakter ikke det som noe nederlag. Snarere tvert i mot. Dette kan være gode nyheter, for en dypere kontakt betyr større reserver.

Vi har altså å gjøre med et ganske komplekst funn. Men hvis det ikke hadde vært slik, legger Espejord til, ville dette funnet vært gjort for lenge siden.

Status så langt er at funnet kan inneholde 125 millioner fat olje og ca. 7 – 8 millioner fat oljeekvivalenter med gass. Men den strukturelle lukningen ligger dypt, og det være enda mer olje hvis det tas høyde for en dypere olje/vann-kontakt. I beste fall kan det være snakk om 250 millioner fat utvinnbar olje i hele lisensen. Men la oss ikke selge oljen før det er skutt mer seismikk og boret flere brønner.

– Neste brønn vil bli boret i lisens 375B, tilleggsarealet vi fikk i TFO 2010, sier Espejord. Neste år vil det bli skutt helt ny 3D-seismikk, og tolkningen av den vil være avgjørende for hvor de neste avgrensningsbrønnene skal plasseres.

Historien om oljefunnet Beta er, som vi forstår, langt fra ferdig fortalt. Mange vil bli overrasket om det ikke oppstår nye overraskelser når de neste brønnene bores. Dette er imidlertid oljeletingens natur. Og det er derfor så mange fascineres av dette spillet.

Denne lille historien forteller også litt om forvaltningen av norsk sokkel. Sannsynligvis kan vi takke TFO-ordningen og det nye skattesystemet for at prospektet som 34/4-10 testet i 2000 ble vurdert på nytt. Vi har fått et mangfold av oljeselskaper og geovitere på norsk sokkel som ser med nye øyne på gamle sannheter.

Høy andel

Suncor sitter med hele 65 prosent i de to lisensene som dekker funnet. Egentlig er dette høyere enn opprinnelig ønsket, men alle forsøkene på å selge seg ned på et tidlig tidspunkt var mislykket.

– Svært få hadde større tro på potensialet i Brentgruppen, og mulighetene i Statfjordformasjonen var på ingen måte salgbare i tiden frem til boringen av 34/4-11, mest fordi reservoaret ligger svært dypt, fremholder Nina Gravdal.

For staben ble det derfor et tungt år med mange presentasjoner, negative tilbakemeldinger og god tid til tvil og tro. En sen høstdag i 2009, da borekronen gikk inn i Statfjordformasjonen, og borekakset var smekkfull av olje, ja da var den tiden nesten glemt.