Ett av de aller viktigste spørsmålene når vi leter etter olje og gass i et nytt basseng er om det har blitt avsatt organisk rike bergarter som kan avgi olje og gass.
Organisk rike bergarter er vanlig i de fleste bassenger. Dette gjelder også lagrekken på Svalbard. Men det er en lang vei fra organisk rike bergarter til en effektiv kilde som danner olje og gass. Det første vi undersøker er derfor om bergarten har en geokjemisk sammensetning som kan gjøre den til en potensiell kildebergart. Det neste er om den har oppnådd tilstrekkelig modenhet til å danne en effektiv kildebergart som driver ut hydrokarboner for videre migrasjon til en felle.
De vanligste organisk rike bergarter som kan bli en effektiv kildebergart er skifre, finkornete kalksteiner og kull.
Lukten av olje
UNIS har, i samarbeid med Universitetet i Oslo, satt i gang et større geokjemisk forskningsprosjekt på organiske rike bergarter på Svalbard. Det går blant annet ut på å kartlegge oljeluktende eller oljefargete bergarter over hele øygruppen, inkludert de nære kystområdene. Prosjektet støttes av oljeselskapene ConocoPhillips og Lundin.
Informasjonen fra disse observasjonene gir oss ikke bare innsikt i tidlige tiders petroleum-systemer. De gir også større forståelse av bassengutvikling, sekvensstratigrafi, avsetningsmiljø og paleoklima.
Bevegelig olje har blitt påtruffet av russerne under boring innerst i Billefjorden, og litt gass er vanlig ved all boring på Svalbard. Ved CO2-boringene i Adventdalen påtraff vi for eksempel termogen, våt gass på 650 til 700 meters dyp (et «teknisk funn»). Hvorvidt dette er skifergass fra Agardhfjellformasjonen (øvre jura), eller konvensjonell gass fra Knorringfjellformasjonen (øvre trias-midtre jura), er fortsatt uklart.
Vi har i den senere tid også funnet indikasjoner på at sandsteiner kan ha vært fylt med olje over ganske store områder. Disse områdene antar vi er tidligere strukturer (feller) hvor enten oljen er brent av, fordi temperaturen har blitt for høy, eller hvor oljen har lekket ut, etter at Svalbard ble hevet i tertiær tid.
Så dessverre, eller kanskje heldigvis, er vi sannsynligvis litt vel sent ute for å gjøre økonomiske funn av konvensjonelle hydrokarboner i undergrunnen på Spitsbergen.
De foreløpige resultatene av denne regionalgeologiske øvelsen er presentert i tabellen. Den er neppe fullstendig, og den vil bli mer omfattende etter hvert som flere prøver blir samlet og analysert.
Trias gir håp
Organisk rike bergarter på Svalbard betyr først og fremst nedre/midtre trias og øvre jura skifre.
Geokjemiske analyser av skifre fra midtre trias, Botneheiformasjonen, og stedvis den underliggende nedre trias Vikinghøgdformasjonen, viser at de kan ha vært svært effektive kildebergarter for dannelse av olje.
Bergartene i Botneheiformasjonen er svært kohesive. Derfor står de fram som en vegg både på østkysten av Spitsbergen og Edgeøya (se bildene). Bergartene er svarte til mørk blålige, opptrer som fettete og lukter parafin når de krystes i håndflaten. De er i noen tilfelle også brennbare.
Statoil oppdaget i 1985 at olje hadde blitt oppbevart i fossiler i denne formasjonen. De ble senere presentert i GEO (GEO 02/2007; «Blekkspruter fulle av olje»).
I sørvestre del av Barentshavet har det lenge vært påvist analoge formasjoner til både Botneheiformasjonen og Vikinghøgdformasjonen som henholdsvis Steinkobbleddet i Kobbeformasjonen og deler av Klappmyssformasjonen.
I 2005, da den største oljeakkumulasjonen i Kobbeformasjonen (sandstein) ble påtruffet i Goliat-feltet, ble det avdekket at nedre og midtre trias organisk rike skifre var effektive kildebergarter. Geokjemiske analyser av oljen viste at den var svært forskjellig fra oljen både i Snøhvit og i det øvre reservoaret i Goliat. Den geokjemiske likheten mellom oljen i Kobbeformasjonen og Botneheiformasjonen var derimot omtrent én til én. Goliat-funnet bekreftet et effektivt petroleumssystem av trias alder. Dette kan gi muligheter for flere økonomiske funn med nedre og midtre trias skifer som kilde.
Oljen i Goliat hadde også likheter med oljen i blant annet Prudhoe Bay i Alaska, Nord-Amerikas største oljefelt, hvor trias skifre er kilden (Shublikformasjonen).
En suppe fra sen jura
Øvre jura skifre er de dominerende kildebergartene til de gigantiske oljefeltene på norsk og britisk sokkel så vel som i Det vestsibiriske bassenget. I sørvestre del av Barentshavet er det Hekkingformasjonen som har gitt gass og olje til strukturene i Snøhvit-feltet, det øvre reservoaret i Goliat-feltet og høyst sannsynlig de nye funnene Skrugard og Havis.
Organisk rike skifre i øvre jura Agardhfjellformasjonen med analogi til Hekking-, Spekk-, og Draupneformasjonen på norsk sokkel, samt Kimmeridge Clayformasjonen i England og Bazhenovformasjonen i Det vest-sibiriske bassenget, skyldes en global, organisk rik hendelse i sen jura tid.
Den globale oppblomstringen av en organisk suppe i sen jura/tidligste kritt, og som er spiren til mange av verdens oljefelt, er ikke helt forstått. Hva skjedde egentlig på kloden i sen jura tid da de rike kildebergartene ble avsatt? Og hva gjorde slutt på den ekstreme produksjonen og oppbevaringen av organisk suppe? Her ligger det FoU og PhD oppgaver og venter.
De særdeles godt bevarte havreptilene som har blitt gravd ut fra Agardhfjellformasjonen på Svalbard de seneste årene (Jørn Hurum med flere; Norwegian Journal of Geology, No.3, 2012) indikerer en høy organisk produksjon – oppblomstring – i de øvre vannmassene. Oksygenet ble imidlertid oppbrukt, og resultatet var at havbunn ble svært fattig på oksygen. Selv åtseleterne hadde små muligheter til å overleve.
Andre mesozoiske muligheter
De Geerdalformasjonen (øvre trias) har tynne kullhorisonter og svarte skiferhorisonter som i visse områder i Barentshavet kan ha vært en effektiv kildebergart for gass. I noen områder er det i øvre del av denne formasjonen påtruffet en opp til 10-15m tykk brunlig til svart skifer. Her forekommer oljefargete, fossilrike kalksteiner som antageligvis er avsatt i et estuarie, en bukt eller en lagune. Dette er en enhet som lokalt kan være en viktig potensiell kildebergart. Ut fra CO2-boringene i Adventdalen, har vi indikasjoner på at dette nivået også er en trykk-barriere.
Ved boringer gjennom Helvetiafjellformasjonen (nedre kritt) har det ofte blitt påtruffet gass. Vi antar at gassen ble drevet ut fra kull-lag fra denne formasjonen. Slikt kull har også blitt produsert, men med liten kommersiell suksess. Nyere analyser av de organisk rike skifrene i denne formasjonen har også vist et potensial for våtgass og olje.
Mer interessant er det at vi nå flere steder på Svalbard finner en organisk rik nedre kritt (apt) ca. 20m tykk skifer i bunnen av Carolinefjellformasjonen. Denne skiferen følger «læreboka» med at den representerer en regional transgresjon som drukner en kystavsetning representert ved Helvetiafjellformasjonen (barreme/apt).
Foreløpig analyser utført av APT (på vegne Spring Energy) viser at skiferen fra en av CO2-brønnene i Adventdalen har et innhold av total organisk karbon på 2-3 prosent, og at den har høy modningsgrad. Enheten har vi lært å kjenne ved undersøkelser av kjerner fra undergrunnen, noe som har satt oss i stand til å oppdage og følge den regionalt over fler lokaliteter på Spitsbergen. Så dette er et tilfelle der undergrunnen lærer oss hva som er i dagen, og ikke omvendt.
Enheten representerer sannsynligvis også den samme hendelsen som har gitt nedre apt organisk rike skifer på den vestlige marginen av Barentsplattformen. Skiferen befinner seg i Knurr-/Kolmuleformasjonene og har svært lovende geokjemiske parametere i forhold til å være en effektiv kildebergart for olje.
Så la oss krysse fingrene for et effektivt kritt oljesystem i vest.
Organisk rike bergarter og tegn på migrerte hydrokarboner. Grønne nivåer er de stratigrafiske nivåene som i hovedsak har «levert» hydrokarboner til de viktigste feltene og funnene i norsk del av Barentshavet: Snøhvit, Goliat, Skrugard og Havis. Alle disse har øvre jura skifer som kildebergart. I tillegg har Goliats hovedreservoar (Kobbeformasjonen) fått leveranser fra skifre av tidlig/midt trias alder. Den oransje fargen markerer kilder som kan ha gitt tekniske funn eller som kanskje kan vise seg å være framtidige, viktige kildebergarter i nye områder eller ved nye letemodeller i Barentshavet.
Paleozoiske kildebergarter
Oljeindustrien vil etterhvert bevege seg nord- og nordøstover til mer ukjente områder. Der er både trias og jura er eksponert på havbunnen, eller like under de kvartære avsetningene, så i disse områdene trenger industrien letemodeller med paleozoisk strata.
Dessverre har det inntil nå vært lite geokjemisk data tilgjengelig fra organisk rike, nedre paleozoiske og prekambriske bergarter fra Svalbard. Men det har i hvert fall påvist to enheter som kan ha interesse for utvikling av paleozoiske letemodeller i det nordøstre Barentshavet.
I den sen-prekambriske, delvis glasialt avsatte Polarsibregruppen er det en 300m tykk svart interglasial skifersekvens der 150m av den beskrives som «paper shale». Det pågår nå et geokjemisk arbeid på denne enheten. Inntil resultatene er klare, er det foreløpig spekulativt om den kan betraktes en mulig, effektiv kilde i nord. Effektive prekambriske kildebergarter er kjent fra flere kontinenter, da især fra Oman og Australia, men også fra Sibir og Volga-området.
En mer sannsynlig kandidat for en effektiv kildebergart er en øvre kambrium/nedre ordovicium svart og bituminøs organisk rik skifer i veksling med finkornet kalkstein fra Valhallfonnformasjonen på Ny Friesland. I og over denne enheten forekommer oljeluktende og oljefargede kalksteiner som tyder på sekundær migrasjon.
Drømmen om devon
Den «våte drømmen» for industrien er nok likevel den devonske kildebergarten Domanik som har gitt det meste av oljen i Pechorabassenget og sørøstre Barentshavet (Pechorahavet). Den er ikke funnet på Svalbard, men i de kontinentale avsetningene (Old Red) er det en marin transgresjon i midtre/øvre devon. Kanskje kan Domanik ha blitt avsatt og bevart lengre nord og vest?
Kullavsetningene i seneste devon og eldste karbon er derimot godt eksponert på Spitsbergen og Bjørnøya, og studier ved Universitet i Oslo viser at tilsvarende formasjoner på Finnmarkplattformen (for eksempel Tettegrassformasjonen) genererer olje.
Varmtvanns-karbonatplattformen som utviklet seg i pennsylvan (øver karbon) og langt opp i perm (GEO 01/2013; «Uløste klimagåter og massedød») har flere horisonter med bituminøse svarte, mikritiske kalksteiner og evaporitt/dolomitt lag med potensial til å være effektive kildebergarter. Oljelukt og farge er vanlig i antatt tidligere eller nåværende porøse enheter som karbonatbreksjer, sparitiske kalksteiner og dolomitter, og indikerer sekundær migrasjon og et tidligere effektivt petroleumssystem.
I den mer temperte karbonat-kiselholdige Kapp Starostinformasjonen (GEO 01/2013) avsatt i perm forekommer det svarte skifre, lokalt med et innhold av totalt organisk karbon på 2-3 prosent, som antas å være korrelerebar med tilsvarende svarte skifre i det sørlige Barentshavet (Ørret- og Røyeformasjonene). Skifre i Ørret- og Røyeformasjonene antas å være kilde for teknisk funn i og nær Nordkappbassenget.
Godt håp for kilde
Jeg har i denne artikkelen prøvd å dokumentere at Svalbard, som en eksponert del av Barentshavet, har et mangfold med potensielle kildebergarter. Så det er god grunn til å anta at vi i nye områder med nye letemodeller kan si: The source is strong in this one.
Kull på Svalbard
I samarbeid med Store Norske vil UNIS senere i denne serien presentere de store kullavsetningene i karbon og tertiær på Svalbard, både som ressurser/reserver, olje og gass kildebergart og ikke minst som en framtidig mulig væskeprodusent, sistnevnte som eksempel på mulig ukonvensjonell oljeproduksjon på Svalbard.
Skrevet av Snorre Olaussen