Året var 1980. Boreriggen Treasure Seeker kommer inn til Harstad før den setter kurs mot Barentshavet. Harstadværingene går mann av huse for å se underet. Oljeletingen i det store ukjente kan for alvor begynne.
Statoil var den gang allerede på plass i byen som har blitt Nord-Norges oljehovedstad. Kontoret ble opprettet i 1976 og var det aller første selskapet etablerte utenfor Stavanger.
Dessverre var de to første brønnene tørre. Men allerede året etter ble det funnet gass i Støformasjonen (jura) i Hammerfestbassenget, og i løpet av perioden 1981-1984 ble Askeladden, Albatross og Snøhvit påvist. Optimismen rådet. I ettertid vet vi at disse funnene utgjør en betydelig del av Snøhvit-feltet.
Det tok likevel mer enn 30 år fra den første brønnen ble påbegynt i Barentshavet til det ble funnet olje i kommersielle mengder rett vest for Lopphøgda og Hammerfestbassenget, i det store området vi her kaller Barentshavets vestmargin[1] (se kartet).
Funnet av Skrugard, senere også Havis, har åpnet en helt ny oljeprovins. Hvor langt vestover denne strekker seg utenfor Bjørnøyrenneforkastningskomplekset, vet vi imidlertid lite om foreløpig.
I årene fremover er det bl.a. i Barentshavets vestmargin at letingen vil foregå, og flere brønner er allerede planlagt. Tildelingene i den 22. konsesjonsrunden kan bety et langt skritt videre. Da vil vi også komme nærmere i å avdekke hydrokarbonpotensialet i kritt og tertiær.
Lav brønntetthet
Totalt har det blitt boret mer enn 90 letebrønner i den norske delen av Barentshavet. I de første 30 årene har det blitt påvist hydrokarboner i mange strukturer. Det er også gjort flere ikke-kommersielle tekniske funn. Det blir sagt at det dreier seg om 30 prosent av letebrønnene.
Statoil hevder på sin side at det er gjort funn i minst 15 enkeltstående strukturer som alle har potensial til å bli oppgradert til felt. Barentshavet dreier seg derfor om langt mer enn Snøhvit, Goliat, Skrugard og Havis.
I Barentshavets vestmargin har det hittil blitt boret mindre enn 15 letebrønner. De fordeler seg på et areal som utgjør 30-40.000 km2. Til sammenligning er det i Nordsjøen boret nærmere 1150 letebrønner på et areal som bare er 4-5 ganger så stort (170.000 km2). Brønntettheten i denne provinsen er altså svært lav, og det er derfor fortsatt helt korrekt å kalle både den og den norske delen av Barentshavet for umoden, eller et frontierområde, som noen foretrekker å si.
Sagt på en annen måte: I Barentshavets vestmargin er det boret mindre enn 15 brønner på et areal som utgjør omtrent en tredjedel av den norske delen av Barentshavet. Området formelig skriker etter flere letebrønner.
De aller flest brønnene i det vestligste Barentshavet ble boret på 1980- og 1990-tallet. Deretter ble det boret to brønner i 2000 (7019/9-1 og 7216/11-1), men det skulle altså gå ytterligere elleve år før Statoil boret Skrugard og startet den nåværende leteboomen.
Alle de nåværende lisensene på den vestlige marginen av Barentshavet ble tildelt i den 20. og 21. konsesjonsrunden. Med ett unntak er ingen av lisensene fra de første drøyt 20 årene med leting aktive lenger. Unntaket er lisens 201 som ble tildelt i 14. runde (her er det gjort et lite gassfunn).
Spor av både gass og olje
Før funnet av Skrugard var det bare noen få brønner langs Barentshavets vestmargin som ga grunn til en viss optimisme.
En av Statoils brønner langs Ringvassøy-Loppa forkastningskomplekset hadde spor av gass (7119/12-3; 1983).
Norsk Hydros brønn vest for Skrugard (7219/9-1; 1987) hadde gode spor av olje både over og i det ca. 230 meter tykke reservoaret. Dessverre var dette lavmetningsolje som ikke kunne produseres. Statoil var partner i denne lisensen, og selskapet forteller i dag at Havis-prospektet ble vurdert den gangen, men at det da var for lite til å være interessant (se foregående artikkel). Brønnens strukturelle plassering er vist på den seismiske linjen publisert i GEO 03/2011 (side 36-38).
Fem år senere boret Saga Petroleum en letebrønn knapt 15 km lengre vest på en separat struktur på østsiden av Veslemøyhøgda (7219/8-1; 1992). Også der ble det registrert spor av hydrokarboner, men mye svakere enn i Norsk Hydros brønn. Hovedmålet for brønnen, Støformasjonen, var likevel tørr.
Noe av det interessante med Sagas brønn er at “Hekkingenprospektet” (øvre jura) ble påtruffet 720 meter dypere enn prognostisert, mens Støformasjonen også lå flere hundre meter dypere enn prognosen sa. Det sier noe om hvor vanskelig det var – og er – å tolke dataene i denne provinsen.
Men selv om det ikke ble funnet olje og gass i denne brønnen, ble det påvist en tykk pakke med «feit skifer», sannsynligvis den mektigste sen jura kildebergart på norsk sokkel. Den bekreftet derfor til fulle at det er øvre jura kildebergart i denne delen av Barentshavet. Også denne brønnens strukturelle plassering er vist i GEO 03/2011.
Med til historien hører også at Saga Petroleum kartla flatflekker på 2D seismiske data øst for 7219/9-1. Derfor ble det planlagt innsamling av 3D seismiske data for partnerskapet i lisensen. Hensikten var å få bekreftet disse interessante observasjonene, samt det store potensialet i strukturene.
Men skjebnen ville det annerledes. Når beslutningen skulle tas, eksisterte ikke Saga lenger. Den nye operatøren, sammen med partnerskapet, besluttet at det ikke skulle skytes 3D. Nye 3D data som nylig er samlet inn bekrefter imidlertid flatflekkene. Hadde partnerskapet samlet inn 3D seismikk i gamle PL182, hadde nok Skrugard-historien sett annerledes ut enn den gjør i dag.
Etter sagas brønn påviste Norsk Hydros brønn gass i eocene sandsteiner i Vestbakkvulkanittprovinsen (7316/5-1; 1992). Sannsynligvis er dette biogen gass. Brønnen påtraff også en rekke intrusjoner.
Norsk Agips (nå Eni) brønn på Troms-Finnmark-forkastningskomplekset (7019/1-1; 2000) testet gass, men med mye CO2. Som nevnt ovenfor er dette den eneste lisensen som er beholdt langs vestmarginen.
Den konklusjonen som oljeleterne derfor kunne trekke for mer enn ti år siden var at olje og gass hadde blitt dannet innenfor denne store geologiske provinsen, men at det også gjenstod en masse arbeid for å ”knekke koden”, dvs. finne feller hvor olje hadde migrert inn, men ikke lekket ut.
I dette området er oppløft og «erosjonsspøkelset» betydelig mindre enn lengre øst. Dermed er det knyttet mindre risiko til lekkasje fra fellene. I ettertid vet vi også at mer og bedre data har vært avgjørende for å bli mer fortrolig med petroleumssystemene.
Så prospektet før andre
Frem mot midten av 1990-tallet var pessimismen i Barentshavet i ferd med å ta overhånd. En rekke brønner var boret med skuffende resultat, og mange selskaper hadde trukket seg ut. Statoil brukte derfor mye energi på å markedsføre mulighetene både internt og eksternt. For Den norske stats oljeselskap var det slett ikke snakk om å gi opp.
Barentshavsprosjektet, som varte i perioden 1995-1997, greide å snu den negative trenden til nøktern optimisme. Her lot myndighetene selskapene slå seg sammen til grupper, og det ble tildelt «seismiske områder» hvor arbeidsprogrammet kun omfattet innsamling av seismiske data.
Store 3D seismiske datasett ble derved skutt som et resultat av Barentshavsprosjektet. Dette økte den geologiske forståelsen av undergrunnen radikalt, samtidig som nye, store og spennende seismiske anomalier dukket opp.
En ny fase ble innledet i 2004. Hammerfestbassenget ble da inkludert i den ferske TFO-ordningen («Tildeling i forhåndsdefinerte områder»), og Statoil ble operatør for flere blokker øst i bassenget.
Samtidig opplevde geologene at geofysikerne klarte å forbedre de seismiske dataene i betydelig grad. Statoil forteller for eksempel at letingen nå ble “DHI[2]-drevet”. I stedet for kun å lete etter store feller, ble det nå mulig å analysere dataene med henblikk på om det lå olje og gass i fellene.
I 2005 ba myndighetene om at oljeselskapene nominerte blokker til den 19. konsesjonsrunden. Det ble dermed den første «storrunden» siden 1993. Gjennom en tiårsperiode var altså ikke en eneste blokk, med unntak av de «seismiske områdene», delt ut utenfor Hammerfestbassenget.
Da fristen utløp, var det kun ett selskap – basert på 2D seismiske data – som hadde nominert blokker i Bjørnøyrenneforkastningskomplekset vest for Lopphøgda. Bakgrunnen var sannsynligvis at fagfolkene hadde oppdaget en flatflekk og var i stand til å kartlegge en meget pen struktur. Oljedirektoratet hadde nok også sett noe som de fleste selskapene ikke hadde sett. Derfor ble blokkene 7220/1, 2, 4 og 5 lyst ut. Det er i blokk 7220/5 at Statoil i vinter har boret en avgrensningsbrønn på Skrugard og fått bekreftet størrelsen på funnet.
Da søknadsfristen løp ut var det imidlertid kun Discover Petroleum (nå Front Exploration) som hadde vist interesse for blokkene. Geoviterne i selskapet hadde sett en flatflekk på de seismiske dataene og tolket dette som kontakten mellom et lag av olje eller gass over vann (se også “Sokkelnytt” lengre bak i denne utgaven av GEO).
Etter hva GEO erfarer var det imidlertid ikke Discover som nominerte denne blokken. Vi har god grunn til å tro at selskapet som nominerte av politiske grunner unnlot å søke.
Med bare én søker er det imidlertid Olje- og energidepartementets politikk ikke å dele ut blokker. Blokkene som omfatter Skrugard og flere andre prospekter ble derfor først utdelt i 20. konsesjonsrunde. Statoil, Petoro og italienske Eni var vinnerne.
Nye og bedre data
Noen få måneder før søknadsfristen til den 20. konsesjonsrunden løp ut (tildeling i 2009) forelå det 3D seismikk. WesternGeco var blitt tipset av gode venner i industrien om at det kunne være lurt å se litt nærmere på området langs vestmarginen av Lopphøgda.
Selskapet lot seg ikke be to ganger. GEO erfarer at Statoils geologer viste interesse og hjalp til med å tegne programmet. Beslutningstakere høyere opp i organisasjonen var imidlertid ikke like begeistret, så i første omgang avstod Statoil fra å være en såkalt tidlig-deltaker i seismikkprogrammet, i følge GEOs kilder.
Senere har det blitt kjent at disse dataene helt tydelig viser flatflekker på to nivåer på mange av forkastningsblokkene, inklusivt Skrugard og Havis. Slikt er svært sjelden å se.
I 2008, på samme tid som selskapene jobbet med rundesøknedene til den 20. konsesjonsrunden, samlet EMGS inn resistivitetsdata (CSEM) over en rekke blokker i Barentshavet, herunder blokkene hvor funnene Skrugard og Havis senere er gjort. I ettertid har vi også fått vite at det er en flott EM-anomali over Skrugard (GEO 04/2011, side 4).
Utlysningen av den 22. konsesjonsrunden kommer ikke før til sommeren, men Oljedirektoratet har gjort det kjent at en rekke blokker er nominert av flere selskaper i det vestligste Barentshavet. Det er altså fortsatt interesse for området vest for Lopphøgda.
Det er slett ikke rart, for flere geologer med god kjennskap til området mener det kan være lagret både én og to milliarder fat olje. Det betyr at det gjenstår å finne ganske mye.
Hva har vi lært
Det er mye å lære av historien om Norges nye oljeprovins.
Det er for eksempel ikke alltid at de store, internasjonale selskapene har de beste ideene.
Nok en gang ser vi også at letingen etter hydrokarboner går i flere faser, og at det kan gjøres store funn også etter den første fasen hvor selskapene er på jakt etter de største elefantene. Historien bak Johan Sverdrup-funnet viste dette til fulle (GEO 07/2011: «Storfunn i tredje generasjons leting»).
Betydningen av gode data må heller ikke undervurderes. Det er ingen tvil om at seismikkselskapene har gjort en formidabel jobb og nå klarer å lage betydelig bedre data enn for bare noen ganske få år tilbake.
Innføring av 3D-seismikk i leting har også vært viktig. I dette tilfellet har for eksempel 3D-seismikk åpenbart en rekke flatflekker som det kunne herske tvil om på 2D-data.
Kart: OD
Har vist stayerevne
På 1990-tallet og ut på 2000-tallet rådet pessimismen. Det skjønner vi fordi alle de store internasjonale selskapene, som fortsatt var der, den gang trakk seg ut, én etter én. Bare Eni ble igjen i tillegg til Statoil.
Eni har vært utholdende og holdt det gående gjennom den kritiske tiårsperioden før og etter århundreskiftet. Her ligger kanskje også forklaringen på at selskapet fikk en eierandel i den lovende Skrugardlisensen da den ble tildelt i den 20. konsesjonsrunden i 2009. Samtidig skal det ikke underslås at Eni har gjort et godt stykke faglig arbeid i sine søknader, og at disse ganske sikkert har fått god karakter av Oljedirektoratet.
Men Statoil er beviselig det eneste selskapet som har drevet aktiv leting gjennom mer enn 30 år. Statoil har vist stayerevne. Det har blitt jobbet systematisk, også i motgang. Troen har vært der.
Endelig har Statoil, men også Eni, fått betaling for strevet, og vestmarginen av Barentshavet har blitt en “hot spot”.