Hevning – godt for Barentshavet

– I Barentshavet er det nå dokumentert at det er flere formasjoner som har vært kilde for olje- og gassfunnene.

– Men ikke nok med det, nå vet vi også at de fleste fellene er helt eller delvis fylt opp gjentatte ganger.

Generelt kan vi altså si at de fleste fellene har en komplisert historie med innfylling fra flere ulike kildebergarter med ulik modenhet, og at oppfylling og lekkasje har blitt gjentatt på flere tidspunkt.

Fra karbon til kritt?

Professor Dag Karlsen ved Universitetet i Oslo kommer med en viktig presisering. For mens Nordsjøen og Norskehavet er fullstendig dominert av øvre jura skifre kildebergarter, er det nå allment godtatt at det i Barentshavet finns petroleumssystemer med både paleozoiske og mesozoiske kildebergarter.

– Vi er ganske sikre på at det finnes kommersielt interessante kildebergarter fra karbon, perm, trias, jura og kritt, selv om vi så langt må sette et lite spørsmålstegn ved den betydningen kritt skifre kan ha hatt.

Om det også er tertiære kildebergarter i vest, ja det gjenstår å se, i følge Karlsen. Sikkert er det imidlertid at det foreligger mye organisk materiale i kritt bergarter innenfor Vestbakken vulkanprovins. Men stor og rask tilførsel av klastisk materiale under avsetningen gjør at kildebergartspotensialet for kommersielle akkumulasjoner er usikkert. Karlsen referer også til kritt kildebergarter for olje som han fant sammen med en kollega i nesten 100 år gamle prøver på Novaya Zemlya.

Professoren er raskt ute med å presisere at øvre jura skifre har de absolutt beste kildebergartsegenskapene, tett fulgt av trias skifre. Men jura er erodert over store områder, andre steder ligger den for grunt til å være moden, mens den helt i vest er overmoden og genererer gass.

– Kildebergartene i trias er imidlertid dårligere forstått i Barentshavet enn på Svalbard, og det kan gi stor gevinst å øke kunnskapen om kildebergartspotensialet i disse lagene, og spesielt hvordan det varierer lateralt.

– Det finnes også olje i Barent

shavet med en signatur som vitner om avsetning i et sabkhamiljø med hypersalint vann, og disse kan komme fra lag avsatt i perm.

Karlsen trekker også frem kull fra karbon som en mulig kildebergart for olje. Slik olje er kjent både på Finnmarksplattformen og ved kullgruven innerst i Billefjorden (Pyramiden). Dette viser at olje ikke kan utelukkes i gamle paleozoiske bassenger i Barentshavet. Regionale studier viser også at kull og skifre fra karbon kan være kildebergart over store deler av Arktis.

– Devon skifre er en god kildebergart i det russiske Pechorabassenget lengre øst, men devon bergarter er foreløpig ikke påvist i boringer i Barentshavet. Devonske kildebergarter er imidlertid kjent fra Helgelandsbassenget utenfor Midt-Norge, opplyser kildebergartseksperten.

På bakgrunn av en moderne «petroleumssystemforståelse», der man vektlegger samspillet mellom begraving, oppløft og migrasjon, er det ikke overraskende at flere av funnene i Barentshavet – men også mange tørre brønner med residualmetning – inneholder olje som stammer fra flere forskjellige kildebergarter.

– Slik sett er Barentshavet med flere kildebergartsh

orisonter – faglig sett – en mer interessant petroleumsprovins enn Nordsjøen og Norskehavet, mener Karlsen.

Dette er helt i tråd med den kunnskapen vi har om kildebergarter på Svalbard. Også der er det tale om langt flere kildebergarter enn øvre jura skifre (GEO 02/2013; «Det lukter olje»). Karlsen røper at det i et samarbeidsprosjekt med Snorre Olaussen ved UNIS nylig har blitt påvist sandsteiner med migrert olje flere steder på Svalbard.

Det sørlige Barentshavets litostratigrafi med mulige kildebergarter i karbon, perm, trias, jura og kritt angitt ved symbolene – (kull) og –^.– (organisk rik skifer).

Prisbelønt pionerarbeid

Professor Dag Karlsen er en av få akademikere i Norge som har spesialisert seg på oljedannelse og kildebergarter. Gjennom 25 år har han viet hele sin profesjonelle hverdag til bedre forståelse av petroleumssystemene på norsk sokkel. Denne posisjonen har han utnyttet på beste vis. En mengde geologer med spesialkunnskaper innenfor organisk geokjemi har fått en god og relevant utdannelse, så alle sammen har fått jobb i oljeindustrien. Her gjør de nytte for seg. De bidrar til at vi finner mer olje.

Karlsen har sitt daglige virke ved Institutt for geofag ved Universitetet i Oslo, og det var også her han ble Cand.scient i 1987 og senere Dr.scient under veiledning av de fremste ekspertene på fagområdet.

– Med kjemi som ballast var laboratoriemiljøet på Blindern et godt sted for å lære knepene. Jeg forstår usikkerheten ved analysene, noe som er svært viktig når resultatene skal tolkes.

– Det tverrfaglige miljøet på Blindern har også vært svært verdifullt. Et godt eksempel er det arbeidet vi gjorde tidlig på 1990-tallet vedrørende inneslutninger av hydrokarboner i mineraler, og som ledet frem til en metode for å datere når oljen kom inn i reservoarene. Slik kunnskap om tidspunktet for migrasjonen er avgjørende for å forstå utbredelsen av olje og gass i dag.

I 1993 fikk Karlsen en pris fra Chemical Society of America for en artikkel i Geochimica Cosmochimica et Acta der han og medforfatter Tor Nedkvitne dokumenterte at oljen i Ula-feltet var på plass allerede for 50 millioner år siden. Dette var første gangen at innfyllingen av et oljefelt ble datert.

De etablerte prinsipper for å forstå hvilke typer olje som har migrert på ulike tidspunkt og som nå brukes til å kalibere bassengmodellering. Både forskere og industrien bruker nå disse for å forstå migrasjonsmønstre og dynamikken i oljemigrasjon og fellefylling gjennom tid.

Et unikt forskningsmateriale

Vi treffer kildebergartsspesialisten i den gamle U-båt-bunkersen DORA i Trondheim. Det er her SINTEF Petroleumsforskning og Oljedirektoratet har lagret alle kjernene fra en rekke tokt i Barentshavet på 1980- og 90-tallet[1]. På en tid da det var boret få letebrønner, ble det tatt prøver av utgående, eldre lag. Formålet var blant annet å fremskaffe solid kunnskap om mulige kildebergarter.

– Materialet er helt unikt, skryter Karlsen.

Denne gangen er han her sammen med tre nye PhD-studenter for å samle materiale til et omfattende prosjekt finansiert av NORECO, Lundin, RWE-Dea, ConocoPhillips og Wintershall, der også UNIS, SINTEF og Oljedirektoratet er med på laget for å frariste disse steinprøvene enda flere hemmeligheter.

– Med nye analysemetoder har vi en sjelden mulighet for å forstå dannelsen og migrasjon av olje i Barentshavet, og det er derfor jeg stadig kommer tilbake hit for å forsyne meg av godbitene.

Karlsen er i godlune og sparer ikke på superlativene. Han uttaler med styrke av vi i Norge er i en unik posisjon hva gjelder tilgang for forskere på slikt materiale. Mange er ikke klar over hvor spesielt dette er, sett i et globalt perspektiv, mener han.

– I alle slike prosjekter blir det en overflod av positive funn som har verdi for både akademia og industrien.

Heldigvis er det også mulig å skaffe finansiering, gitt at man har noe interessant å bidra med. Oljeselskapene sørger for både lønn til PhD-studenter og nye instrumenter til instituttets geokjemiske laboratorier. De ble i sin tid ble startet opp med betydelige midler fra BP, og nå har det to GC/MS-instrumenter [gasskromatograf/massespektrometer].

– Verdens mest følsomme GC/MS/MS-instrument gir oss helt nye muligheter innen analyser av såkalte aldersspesifikke biomarkører som kan tillate en form for aldersdatering av oljer, forteller Karlsen.

Fylling og lekkasje – igjen og igjen

– Oljefeller er dynamiske, de lekker hele tiden, og samtidig mottar de hydrokarboner fra kildeområdene på nytt og på nytt.

Mens geokjemikerne på 1970-80-tallet var mest opptatt av kildebergartskarakterisering, ble det fra 1990-tallet av klart at petroleumsgeologenes største bidrag til letevirksomheten ville være innenfor forståelse av migrasjon, samt den dynamiske rollen oljefellene har i samspillet mellom påfylling av hydrokarboner, påfølgende tap gjennom kappebergartene og senere etterfylling av nye petroleumsfaser.

Karlsen fremhever at forskningen hans har fokus på den dynamiske forståelsen av oljemigrasjon, og at feller – med eller uten olje eller gass i dag – svært ofte har hatt en forhistorie med andre oljefaser enn de vi finner i fellen nå.

– Klarer vi å lese den informasjonen som den «oppsamlete» oljen representerer, omtrent som en «bådopptaker», der fellen har ligget og «sett ned mot kjøkkenet» hvor oljen dannes, så er vi i stand til å forstå mye mer av det som faktisk – og ikke modellmessig – har foregått av oljedannelse og migrasjon nedflanks fra fellen. Dette er avgjørende for bassengforståelsen.

Læreren i professoren liker å sammenligne olje- og gassfellene med en lønnskonto som stadig blir fylt opp og tappet. Vi forbrukere vet utmerket godt at lommeboka ikke er i en statisk tilstand. På samme måte er petroleumssystemene dynamiske. Både konti og feller er av natur slik at de «lekker». «Hemmeligheten» er at det må være større påfyll enn tap, og det er interessant at «gamle» innskudd fra paleozoiske kildebergarter kan ligge igjen som residual oljemetning, for så å reaktiveres – kanskje 20-30millioner år senere – av kondensat fra en helt annen kildebergart.

– Vår innfallsvinkel vil alltid være «fra kilde til felle», og da er det ikke nødvendigvis snakk om at hydrokarboner bare har migrert én gang og fylt opp en struktur. Vi må inkludere lekkasjer og ny migrasjon. Vi må se på livshistorien til bassenget og fellen, og den strekker seg helt frem til i dag.

Heving gir ny dynamikk

For å forstå betydningen av dette utsagnet er det nødvendig å være oppmerksom på at Barentshavet, til forskjell fra for eksempel Nordsjøen, ikke har hatt vedvarende innsynkning gjennom mesozoikum og kenozoikum. Det er i stedet snakk om flere faser med hevning og erosjon i tertiær. Karlsen fremhever tre episoder, for 60 (paleocen), 33 (oligocen) og 5 millioner (pliocen) år siden, som alle har gitt bassenget dynamikk.

– Oppløft og skråstilling har medført svært lange migrasjonsdistanser i deler av Barentshavet, opp mot 100 km og mer, mens migrasjonen i Nordsjøen sjelden er mer enn 20-30 km. Eksempler på dette er oljene i Goliat og Nucula. Oljen i Skrugard syntes å være av Hekkingen type (øvre jura) der fellen tidligere har lekket, og hvor det senere har kommet ny gass som reaktiver oljekolonnen, mens oljen i Gohta kan stamme fra permiske karbonater.

En annen kompliserende faktor er biodegradasjon. Det betyr at oljen blir spist av bakterier. Prosessen er en helt naturlig del av næringskjeden i alle sedimentære bassenger der lagret fossil energi i kildebergarter (lagret solenergi fra fotosyntesen) blir forbrukt av bakterier (og omdannet til vann og CO₂) i det de i rikt mon tar for seg av olje nær havbunnen.

Bakteriene foretrekker de lette komponentene i oljen. Det betyr at biodegradert olje er noe tyngre og svartere enn «vanlig» olje. Slik biodegradasjon har foregått i for eksempel Skrugard, men også i mange grunne landnære oljeakkumulasjoner.

Vekket oljen til live

Oljen og gassen i Skrugard-funnet (GEO 02/2012; «Innertier for optimistene») er et eksempel på at vi snakker om et dynamisk petroleumssystem i Barentshavet.

Fellen ble først fylt opp med olje. Så inntreffer oppløft med påfølgende destruksjon av oljekolonnen, slik at oljemetningen reduseres ned til kanskje bare 50 prosent. Under istidene strømmet vann gjennom blandingen av vann og olje, og oljen ble biodegradert. Ny innsynkning tvinger deretter frem påfyll av kondensat fra områdene vest for Lopphøgda.

– Likt løser likt, det vil si at gassen løste oljen, hvorpå den litt tynge oljen vil være nær metning med hensyn på gass. Overskuddet av gass lager så en ren gasskolonne over oljen.

– Vi kan si at det er den senere ankommende gassen som vekker fellen til live igjen. Slik sett er denne gassen et «livgivende kyss» som i eventyret om Snøhvit, smiler Karlsen.

I flere nærliggende strukturer er det bare residual olje igjen. Forklaringen kan være at strukturen ligger noe uheldig til for å kunne motta gass fra områdene i vest.

Goliat-feltet har også en komplisert historie med fylling fra flere kildebergarter. Fellen har lekket som en sil, dermed forsvinner gassen og gir plass til olje. Den viktigste kilden er uten tvil øvre jura skifre (Hekkingenformasjonen) i Snøhvit-området. Det betyr at oljen har migrert omtrent 30-40 km km.

Oljen i Wisting-funnet (GEO 06/2013; «Oljefunn som bestilt») er derimot rapportert til ikke å være biodegradert. Den er lett og har sannsynligvis blitt dannet og migrert ganske nylig. Og med nylig mener Karlsen de siste millioner år.

Oljen i Gohta-funnet kan derimot meget vel være olje av typen funnet i 7120/2-1. I så fall kommer oljen fra permiske kildebergarter.

Et lite gasskondensatfunn lengst øst i Tromsøbassenget (7119/12-3) viser pågående migrasjon fra det dype Tromsøbassenget og opp mot Hammerfestbassengets vestre del, mest sannsynlig fra Hekkingenformasjonen.

– Det foregår tilsvarende migrasjon av gass-kondensat vestfra og opp mot Lopphøgda, sier Karlsen, og viser til seismikk som viser enorme «gas-chimenyes» i de nedforkastede områder vest og sørvest for Skrugard.

– I det hele viser disse få eksemplene at vi har svært ulike petroleumssystemer, hvorav flere aktive og noen reaktiverte, ikke bare hva gjelder kilde, timing og migrasjonmåte, men også at forkastninger spiller en nøkkelrolle for migrasjon, sier Karlsen.

Når takbergarten lekker

Historien om letingen etter olje og gass i Barentshavet viser tydelig at geologene ikke knekket koden de første tiårene etter at letingen begynte. Mange vil også, på tross av flere gode funn de siste to-tre årene, påstå at koden fortsatt ikke er knekket, eller at det er flere koder å knekke i et stort basseng med flere petroleumssystemer.

Men vi er på vei. Blant annet takket være den forskningen som foregår ved universitetene. Karlsen har i alle fall en god forklaring på hvorfor noen funn hovedsakelig består av olje (for eksempel Goliat), mens andre er dominert av gass (for eksempel Snøhvit, Albatross og Askeladden), hvorav noen har en oljelegg nederst.

– Hemmeligheten ligger i å forstå takbergartenes egenskaper, samt være oppmerksom på at fellene både har mottatt og lekket hydrokarboner i flere pulser.

– Sagt på en annen måte defineres forholdet mellom olje og gass av takbergartsegenskaper og ikke bare kildebergartstype eller modenhet, påpeker han.

– Forklaringen er hevning og innsynkning av Barentshavet i flere faser gjennom tertiær. Den har forårsaket at olje og gass har blitt presset ut fra feller som eksisterte før hevningen, og at den deretter har migrert til nye feller i en mer distal posisjon i forhold til de stedene der kildebergartene genererte oljen.

Nå er vi også inne på en mulig forklaring på at det er størst sjanse for å finne olje i de landnære områdene.

– Takbergartene nede i bassenget er tykkere og har bedre forseglingskapasitet enn takbergartene på kantene av bassenget. De siste er gjerne også mer forkastet, har mer silt og lekker derfor lettere gass, hvorpå oljen blir igjen, forklarer professoren.

Dette forklarer altså hvorfor «dårlige» takbergarter øker sjansen for olje, mens «gode» takbergarter gir større sjanse for gass.

– Goliat kan være et eksempel. Seglet over denne fellen er tynnere og mer siltig enn dypere i Hammerfestbassenget, og i tillegg er det kraftig gjennomskåret av forkastninger. Derfor er forseglingskapasiteten liten, og da bassenget ble hevet i tertiær lekket gassen ut. Oljen unnslipper i mindre grad i denne prosessen.

En oljerik framtid

Det var lenge opplest og vedtatt av hevning og påfølgende erosjon var Barentshavets ulykke. «Oljen hadde lekket ut», var omkvedet. Dette la en kraftig demper på interessen for å lete, og mange av de store, internasjonale oljeselskapene trakk seg ut.

I dag er geologene imidlertid litt klokere. Fasene med hevning blir ikke lenger betraktet som kun å være negativ for petroleumssystemene. De har i stedet flere positive sider, og geologene har kommet i den heldige situasjonen at de kan bruke den nye kunnskapen til å forstå hvor oljen kan ha tatt veien, og ikke minst forstå hvorfor.

– Den nye kunnskapen om kildebergarter, modning og migrasjon har ført oss et langt skritt videre, så det er grunn til å se lyst på den videre letingen etter olje i Barentshavet, ikke minst i de nye områdene østover, konkluderer professor Dag Karlsen.