Jakten på de siste dråpene

Alle vet at det er mer olje og gass å finne i Nordsjøen, og ifølge Oljedirektoratetssiste anslag gjenstår det å påvise oppunder fem milliarder fat oljeekvivalenter (o.e.) sør for 62 grader N. Det tilsvarer ett Statfjord-felt.
Det meste av dette, ca. tre milliarder fat, er olje. Hvis vi ønsker å forholde oss til myndighetenes mest optimistiske estimat for Nordsjøen, kan vi drømme om fem milliarder fatolje. Men selv det lave estimatet for olje, ca. to milliarder fat, frister mange til å lete mer.
Med en oljepris på 500 kroner per fat, tilsvarer for eksempel et felt med 50 millioner utvinnbar olje en bruttoverdi på 25 milliarder kroner. Det forklarer hvorfor så mange selskaper, særlig de litt mindre, står i kø for å sikre seg tilgjengelig areal i de årlige TFO-rundene.
Drømmen om et funn som blir en «company maker» er høyst levende.

Suksess i Barentshavet
– I TFO 2017, med tildeling i januar i år, var konkurransen knallhard. I alt 34 oljeselskaper, fra de store multinasjonale oljeselskapene til de knøttsmå norske leteselskapene, fikk tilbud om deltakelse i til sammen 75 utvinningstillatelser. De aller fleste av disse – 45 stykker – ligger i Nordsjøen, forteller Kristian Zahl, Senior Vice President Europa, Russland og Midtøsten, i EMGS, med referanse til Olje- og energidepartementets opptelling.
– Vår uærbødige påstand er at selskapene i mange tilfeller trenger mer enn reprosessert eller ny seismikk for å finne de siste restene med olje og gass. Derfor har vi brukt vinteren på å samle inn EM-data i en rekke områder i forkant av TFO 2018. Så nå er det opp til oljeselskapene å ta dataene i bruk for å redusere risikoen før de tar en borebeslutning.
– Ikke minst mener vi dataene kan brukes til å lete fram nye prospekter som ikke har blitt klart definert av seismikk.
Han refererer til suksessen som EMGS har hatt i Barentshavet. Der foreligger mengder med moderne 3D-seismikk. Likevel har EM har vist seg å være et godt supplement for å de-riske prospekter før boring. Derfor kom det meste av selskapets inntekter i 2017 fra salg av multiklient-data i denne geologiske provinsen.
– Det kommer til et punkt der du har fått det du kan få fra seismikk, og da vil EM kunne gi en helt annen type informasjon om mulige prospekter med basis i bergartenes resistive egenskaper, poengterer Zahl.
Zahl trekker fram funnet Nova (tidligere kjent som Skarfjell) i den nordlige delen av Nordsjøen (GEO 03/2014: «På tross av vanskelige data»). De seismiske dataene var vanskelige å tolke, og prospektet var langt på vei basert på en geologisk modell. I slike tilfeller mener han EM kunne vært et godt supplement i den geologiske evalueringen.
– EM kan i det hele tatt ha stor verdi når fagfolkene jobber med konseptuelle, geologiske modeller i områder med vanskelig seismisk avbildning, hevder Zahl.
Den store skuffelsen
– Hadde vi ikke sett Troll-feltet med EM-data, ville vi nok begynt å lese stillingsannonser.
Stein Fanavoll ser seg tilbake. Han har vært en del av EMGS-teamet helt siden den første kommersielle surveyen på Ormen Lange-feltet i 2002. Norsk Hydro, som var operatør for utbyggingen, var nysgjerrig på teknologien, og til stor glede for EMGS kunne de innsamlede dataene «bekrefte» eksistensen av feltet.
Ormen Lange-feltet ligger på mellom 800 og 1100 meters dyp, og selskapet forventet derfor at teknologien fungerte der. Tidlig i teknologi-utviklingen antok nemlig EMGS at metoden kun ville virke der havdypet var større enn 500 meter. Med dette ga en sterk begrensning på det geografiske området hvor teknologien kunne anvendes. For å få tilgang til et større marked var det derfor nødvendig å teste metoden på grunnere vann.
– Vi gikk til Troll-feltet der havdypet er i overkant av 300 meter. Heldigvis viste det seg at vanndyp i denne størrelsesorden ikke var noen begrensning. Resultatene var svært overbevisende, minnes Fanavoll, som etter dette ikke så behovet for å speide etter ledige stillinger.
Konklusjonen var at EM hadde et potensial for bred anvendelse. Neste avgjørende test, Den store skuffelsen, kom samme år. Formålet var å «se» Grane-feltet som ligger under 120 meters vanndyp.
– Riktig nok var feltet på det tidspunktet i oppstartsfasen, noe som ga begrensninger i hvor og hvor mange mottakere vi kunne legge ut, men bare med en stor grad av velvillighet kunne vi si at det var økt respons innenfor omrisset av feltet. Responsen så ut til å være svakere enn det vi måtte betrakte som variasjoner i bakgrunnen.
– Hvis vi så Grane-feltet med EM i 2003, skyldes det en særdeles kreativ og velvillig tolkning, smiler han.
Konklusjonen som mange trakk, minnes Fanavoll, var at teknologien ikke taklet grunt vann.
– Det negative resultatet kan ha satt seg fast i hodet på flere innen letemiljøet, noe som kan være årsaken til at de var skeptiske til EM i de etterfølgende årene.
– I dag er det imidlertid ikke noe problem å se Grane-feltet. Anomalien stopper på kanten av feltet og er svært overbevisende, sier Fanavoll, med et stort smil, godt fornøyd med at verden går framover.
Det spesielle er at EMGS ikke har samlet inn nye data for å oppnå dette resultatet. Det er målingene fra 2003 som har blitt reprosessert og invertert.
– Det er altså ikke noe galt med de opprinnelige dataene. Det var behandlingen av dem som var utilstrekkelig for 15 år siden. Med moderne reprosessering og inversjon har de stor verdi, sier Fanavoll.
Mange i geomiljøet har imidlertid vært kritisk til inversjon over kjente felt fordi den i flere tilfeller har blitt styrt av den kunnskapen man sitter på. Slik er det imidlertid ikke lenger.
– Vi har lært at vi må gjøre inversjon utenå legge inn kunnskap om geologien. Det som gjerne blir referert til som «unconstrained inversion». Dette har faktisk vært et gjennombrudd for oss, slår Zahl fast.

Falske positive
EMGS sin utfordring – i første omgang – er å få oljeselskapene til å ta i bruk EM som et supplement til seismikk. Neste skritt er å få dem til å benytte EM i jakten på prospekter som ikke er lett å definere med seismiske data. I siste omgang må oljeselskapene overbevises om at EM kan være et nyttig verktøy for å komme på sporet av letemodeller som ikke er bevist gjennom funn.
– Det vi ofte opplever er at hvis EM-dataene ikke passer med den modellen som selskapene legger til grunn for å definere prospektet, tyr man til andre måter å forklare anomalien på. Det er dette vi kaller anti-modeller.
– Etter vår mening burde de i stedet bruke den nye informasjonen til å revurdere den geologiske modellen de kan være låst fast i. Det er bare på den måten at geologene kan dra nytte av all den informasjonen de kan få fra undergrunnen.
Det er i og for seg heller ikke noe galt i å sette spørsmålstegn ved om en EM-anomali representerer hydrokarboner. Falske, positive anomalier er alltid en risiko. De kan for eksempel skyldes ferskvann, karbonater eller tette reservoarer
Fanavoll mener det ville være bra om oljeselskapene brukte vanskelig tolkbare seismiske data til å se nærmere på den geologiske modellen, i stedet for å bortforklare eller i verste fall se bort fra det EM viser.
Ser mye dypere
I 2006 samlet EMGS inn data over Martin Linge-feltet i Nordsjøen. I 2017 ble dataene reprosessert og invertert.
– Da dukket det opp interessante, uborete anomalier i de tertiære lagene rundt feltet, forteller Fanavoll.
Ingen vil bli overrasket om det finnes små lommer med hydrokarboner tett opptil. Det er snarere regelen enn unntaket i de oljerike delene av Nordsjøen.
– For oss er anomaliene rundt Martin Linge en klar beskjed om at EM kan benyttes i nærfeltleting, framholder Fanavoll.
Da er det ikke vanskelig å forstå at EMGS fortsetter med å prosessere gamle data. De har tydeligvis fortsatt god verdi.
Ny innsamling i Nordsjøen står imidlertid på programmet. Herunder multiklient-data. Ett program under utvikling er for eksempel lagt til nord for Troll-feltet. Nærfeltleting i tilknytning til Cara, Gjøa og Skarfjell er særdeles aktuelt. Filosofien er enkel: Det er lurt å lete der det allerede er funnet olje.
Et moderne leteprosjekt trenger gode redskaper. Det er EMGS selvfølgelig fullstendig klar over, og de siste årene har selskapet lagt ned betydelige midler i utviklingen av en ny kilde.
– Vi kaller den Deep Blue, og styrken ligger i at den er mye kraftigere enn den vi brukte tidligere, og at den derfor trenger langt dypere ned i undergrunnen, sier Zahl.
– Vi sier at den gir 100 prosent bedre oppløsning. Den gir teknologien et markant oppløft.
Hvor dypt det er mulig å se hydrokarboner, avhenger av hvor stor akkumulasjonen er. Hovedpoenget med den nye kilden er likevel først og fremst å se mindre prospekter.

Forteller om volum
EM har vært vanskelig å ta i bruk for mange selskaper. For å lette beslutningsprosessen har EMGS utviklet egen programvare der transvers resistans (resistivitet x tykkelse) plottes mot prospektets areal. Dette gir en indikasjon på hvor sensitiv metoden er til forskjellige geologiske scenarioer, og vil fungere som en veiledning til hvorvidt CSEM er et verktøy som fungerer i et bestemt tilfelle.
– Ved å bruke antagelsen om at størrelsen og styrken på en anomali er et resultat av det hydrokarbonvolumet som genererer den, kan den samme programvaren benyttes til å gi et anslag over volumer i prospektet, forteller Stein Fanavoll.
EMGS har gitt seg selv ambisiøse mål. Lykkes selskapet med å overbevise kundene om at også resistivitet bør tas i bruk som en parameter for å uteske undergrunnens hemmeligheter, vil vi kunne oppleve at oljeselskapene gjør flere spektakulære funn i årene framover. Det er bare å krysse fingrene.