Sommeren 1968 var det svært travelt i Nordsjøen . I løpet av bare 4 måneder ble hele 7 undersøkelsesbrønner – wildcats – avsluttet.
Til forskjell fra i dag, 50 år senere, hvor aktiviteten domineres av Equinor, samt en rekke små og mellomstore selskaper som har blitt med i oljeletingen på norsk sokkel de siste 10-15 årene (GEO 03/2018: «Dundrende suksess for leting»), var alle brønnene den gangen operert av store, multinasjonale oljeselskaper: Amoco, Conoco, Elf, Esso, Philips og Shell. Tre år tidligere hadde de alle vært med i den aller første konsesjonsrunden på norsk sokkel. I alt 74 blokker ble tildelt 8 forskjellige selskapsgrupperinger (GEO 02/2015: «Opptakten til oljeeventyret»).
Met ett unntak var alle de 7 brønnene «tørre». Flere av dem hadde riktig nok spor av olje («oil shows»), men ingen av dem fant olje eller gass i tilstrekkelige mengder til at de ble klassifisert som «funnbrønner». Den eneste trøsten var at oljeselskapene lærte en hel masse om Nordsjøens geologi. Ulempen var at de kun i liten grad delte informasjonen mellom seg.
Det var Philips Petroleum som stod for de gode nyhetene.
Brønn 7/11-1 ble boret på en saltindusert struktur i Sentralgrabenen (Breiflabb-bassenget). Målet var å undersøke potensialet i paleocene sandsteiner, kritt kalksteiner og juraiske sandsteiner. Sandsteiner av tidlig kritt og trias alder ble også sett på som mulig hydrokarbonførende lag. Med datidens mangelfulle kunnskap om Nordsjøens geologi holdt, som man skjønner, selskapet alle muligheter åpne.
Brønnen ble med boret den halvt nedsenkbare riggen Ocean Viking og nådde ned til Zechstein salt av sen perm alder før den ble avsluttet den 15. juni 1968. Men før den kom så langt, hadde boringen påvist gass og kondensat i to forskjellige lag: et fem meter tykt sandsteinslag i Balderformasjonen og en 85 meter mektig sandsteinssekvens i Fortiesformasjonen. Brønnbanen gikk direkte inn i salt fra kritt karbonater, uten at det ble funnet hydrokarboner i mesozoiske reservoarbergarter.
Funnet ble bekjentgjort i Stavanger Aftenblad den 7. juni 1968.
I ettertid vet vi at brønn 7/11-1 på Cod-prospektet ble det andre kommersielle funnet på norsk sokkel. Historien forteller også at dette var den 9. brønnen på norsk sokkel regnet etter avslutningsdato. Det første funnet – Balder – ble gjort med 25/11-1 i 1967 (GEO 04/2017; «Den første oljen»).
Produksjonen på Cod startet 26. desember 1977 og ble avsluttet 4. august 1998. Etter drøyt 20 år hadde Philips Petroleum solgt 70 millioner fat oljeekvivalenter med gass og olje (kondensat). Balder ble først satt i produksjon i 1999. Til gjengjeld er feltet fortsatt i produksjon. Esso var operatør gjennom neten 20 år, men i 2018 overtak Point Resources og har konkrete planer om å øke produksjonen.
Ekofisk – funnet av olje i kritt kalksteiner som endret norsk sokkel for alltid – ble gjort 25. oktober 1969. Men det er en annen historie («Nesten en utblåsning – deretter et gigantfunn«).
Lovende funn i paleocene sandsteiner
Philips fant gass og kondensat med brønn 7/11-1. Det er i sommer 50 år siden det andre funnet på norsk sokkel
2 kommentarer
Den dominerende letemodellen den gang dvs i tidligfasen i Nordsjøen var tertiære og eventuelt kritt sander – pga funn på UK-siden i sander av slik alder. Man hadde også svært begrenset seismik-kvalitet den gangen.
Et konkret eksempel å hvorledes dette styrete letemodeller er Gulfbrønnen 7/12-1 fra 1968 på det som seinere ble Ula feltet. Slik jeg husker det stoppet boringen c 700-800m over det ukjente jurasiske reservoaret og brønnen var «tørr». BP «farmet» seinere inn og boret i 1976 dypere med 7/12-2 og resten er historie.
Dette er et godt eksempel på hvorledes hvorledes subjektive erfaringer og oppfatninger blir opphøyet til objektive styrende sannheter og axiom, og slik sett kan begrense letemodeller – langt utover tanken til de som opprinnelig formulerte modellen.
Vi har seinere sett tilsvarende vdr f.eks «Halten Vest Dry-Hole-Province» der høytrykk ble benyttet som forklaringsmodell for noen tørre brønner i tidligfasen – og regionen ble erklært verdiløs – før en rekke seinere funn.
Tilsvarende var det med «den prediktive» modellen for max commercial depth/commercial basement der man antok at mangel på porøsitet på mer enn c 4km – betød at ingen burde bore på dype prospekter. Det viste seg seinere at «coatinger» bevarte porøsiteten til meget større dyp- og dette var for lengst kjent fra f.eks sander i Hildfeltet.
…videre….Barentshavet ble erklært som gassprovins pga noen funn av gass/kondensat (og faktisk med oil-leg!) i Hammerfestbassenget… og historien fortsetter…
Den dominerende letemodellen den gang dvs i tidligfasen i Nordsjøen var tertiære og eventuelt kritt sander – pga funn på UK-siden i sander av slik alder. Man hadde også svært begrenset seismik-kvalitet den gangen.
Et konkret eksempel å hvorledes dette styrete letemodeller er Gulfbrønnen 7/12-1 fra 1968 på det som seinere ble Ula feltet. Slik jeg husker det stoppet boringen c 700-800m over det ukjente jurasiske reservoaret og brønnen var «tørr». BP «farmet» seinere inn og boret i 1976 dypere med 7/12-2 og resten er historie.
Dette er et godt eksempel på hvorledes hvorledes subjektive erfaringer og oppfatninger blir opphøyet til objektive styrende sannheter og axiom –ofte langt utover tanken til de som opprinnelig formulerte modellen. -og slik sett kan begrense letemodeller mer generelt.
Vi har seinere sett tilsvarende vdr f.eks «Halten Vest Dry-Hole-Province» der høytrykk ble benyttet som forklaringsmodell for noen tørre brønner i tidligfasen – og regionen ble erklært verdiløs – før en rekke seinere funn.
Tilsvarende var det med «den prediktive» modellen for max commercial depth/commercial basement der man antok at mangel på porøsitet på mer enn c 4km – betød at ingen burde bore på dype prospekter. Det viste seg seinere at «coatinger» bevarte porøsiteten til meget større dyp- og dette var for lengst kjent fra f.eks sander i Hildfeltet.
…videre….Barentshavet ble erklært som gassprovins pga noen funn av gass/kondensat (og faktisk med oil-leg!) i Hammerfestbassenget… og historien fortsetter…