– I kjellerstuen har jeg pc med ”real time” forbindelse til boreriggen og alle instrumentene om bord, og jeg bodde i kjellerstuen da vi boret gjennom reservoaret. I to lange uker sov jeg på sofaen, forteller geolog Torodd Nordlie i RWE Dea med et smil.
Slik er det i gode tider for involverte petroleumsgeologer. Og gode tider betyr funn av olje eller gass. I dette tilfellet var det både olje og gass. På riggen ble det tatt meter på meter med borehullskjerner, og dag etter dag, natt etter natt, ”haglet” det inn med beskrivelser, analyseresultater, rapporter og annen informasjon. Og til slutt en hel bråte med elektriske logger som forteller om reservoarets lenge bevarte hemmeligheter.
Mange overraskelser
Vi snakker om brønn 35/9-6S og prospektet med det lovende navnet Titan inne på Hordaplattformen, like vest for oljefeltet Gjøa og rett øst for de to gassfunnene Vega og Aurora.
Brønnen er heller ikke boret mange kilometerne fra det gigantiske Trollfeltet med både olje og gass. Vi er altså midt inne i et område som geologene vet inneholder hydrokarboner. Det betyr at risikoen for å bore en tørr brønn er betydelig mindre enn i områder uten funn i nærheten.
Brønnen 35/8-5S fra 2003 ligger nedflanks for Titan-strukturen og er et teknisk oljefunn i øvre jura sandsteiner. Den har også spor av olje og gass i Brentgruppens sandsteiner.
– I forkant av boringen ble sannsynligheten for å påtreffe et interessant volum beregnet til 38 prosent. Men de fleste trodde på gass. Ingen er i tvil om at der har blitt dannet olje i området, men tanken var at senere gassdannelse kan ha presset oljen ut, forklarer Nordlie.
Derfor var forventningene om hydrokarboner naturligvis store da borekronen gikk inn i reservoaret. Ingen ble skuffet. Brønngeologen meldte om fluoriserende sandsteiner, og det ble straks besluttet å ta borehullskjerner.
Fra et dyp på 3190 meter og ned til totalt dyp på 3664 under havflaten ble det tatt 130 meter med kjerner og en rekke sideveggskjerner. Da er det mange som har det travelt. Avgjørelser skal tas fortløpende. Skal det tas enda en kjerne, eller skal vi nøye oss med borkaks? Hvor skal vi ta sideveggskjerner? Slike spørsmål kverner i hodet hos de involverte hele tiden. På den ene siden står behovet for mest mulig informasjon, på den andre siden vet alle at det er dyre minutter og timer for en rigg som koster flere millioner kroner dagen.
Derfor er det helt nødvendig at de som kjenner de geologiske forholdene er ”hands on”, enten det er kontortid, fritid eller sovetid. Nordlie fulgte opp brønnen fra land, men også på riggen satt erfarne geologer som har kontroll på arbeidsoppgavene.
– I ettertid vet vi at dette er en vellykket undersøkelsesbrønn. I stedet for bare gass fant vi også olje. Men underveis var det mange overraskelser, og humøret svingte i takt med at sandsteiner, skifre og olje kom og forsvant, beretter geologen, nå ganske avslappet.
Forklaringen er at sandstein og skifer veksler gjennom hele reservoaret, og det er bare de proøse sandsteinene som inneholder olje og gass.
Uvanlig hydrokarbon kolonne
”Det ble påvist petroleum (hovedsakelig olje) over en brutto kolonne på over 435 meter,” skrev Oljedirektoratet i en pressmelding en tidlig desemberdag i fjor, og la til at ” vannkontakten ikke ble påtruffet”. Kolonnen kan altså være ende høyere.
– Overraskelsene stod i kø da vi boret gjennom reservoaret. Vi fant hydrokarboner på mange reservoarnivåer, men modellen vår med en enkel strukturell lukning tilsa ikke en så høy kolonne, sier Nordlie.
Funnet er, som vi skjønner, ganske oppsiktsvekkende. Selv om reservoarintervallene ikke er i trykk-kommunikasjon er en hydrokarbonkolonne på nærmere 450 meter slett ikke hverdagskost. Og på en pressekonferanse i januar fremhevet oljedirektør Bente Nyland Titan-prospektet som et av de mest interessante funnene på norsk sokkel i fjor.
– Resultatet var også forbausende for oss, selv om vi hadde store forventninger til denne brønnen, sier letesjef John Clark i RWE Dea, godt fornøyd med det geologiske arbeidet som er lagt ned i forkant.
– Vi har vel aldri vært så forvirret under en boring, sjelden har vi klødd oss så mye i hodet, supplerer Nordlie.
Forvirrete geologer
Lisens 420 i blokk 35/9 ble tildelt i TFO 2006 (TFO: ”Tildelig i Forhåndsgodkjente Områder”) med tildeling i januar 2007. Betingelsen for tildelingen var at gruppen med Statoil og Idemitsu som partnere reprosesserte gammel 3D seismikk fra 1992. Dataene skulle brukes som grunnlag for en grundig geologisk evaluering.
Basert på ny tolkning måtte det tas en beslutning om enten å tilbakelevere blokken innen to år eller bore en letebrønn. Det siste ble resultatet, og knapt fire år etter tildeling av lisensen vet vi altså at vi har et nytt olje- og gassfunn på norsk sokkel, og at denne brønnen var med å bidra til en funnprosent på 50 prosent i fjor (GEO 01/2011, s.55).
– Foreløpig er det vanskelig å anslå størrelsen på funnet. Én brønn er alt for lite til å forstå størrelse og omfang når det ligger hydrokarboner i tre forskjellige reservoarer: Viking- (Heatherformasjonen), Brent- (Tarbert- og Etiveformasjonen) og Dunlingruppen (Drake- og Cookformasjonen), fremholder Nordlie.
Da selskapet søkte på dette prospektet, var de kun interessert i øvre og midtre jura reservoarbergarter. Under brønnplanleggingen ble det likevel besluttet å bore dypere, for også å teste Cookformasjonen i nedre jura.
Oljedirektoratet påpeker i sin pressemelding at foreløpige beregninger av størrelsen på funnet viser at det kan være mellom 2 og 10 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter (12-65 millioner fat). Avgrensningsbrønner må bores, og det må gjøres grundige geologiske studier for å bestemme ”endelig størrelse og utbredelse”.
– Usikkerheten er så stor at vi ikke hadde spesiell lyst til å gå ut med volumer allerede nå. Vanskeligheten med å beregne reservene skyldes bl.a. svært vekslende reservoarkvalitet. De nedre verdiene (”cutoff”) vi benytter på reservoarparametere, som for eksempel porøsitet, har for eksempel stor innflytelse på volumet, og per i dag vet vi lite om laterale endringer.
Den seismiske tolkningen viser at lukningen er ca. 7 km2, men at den kan være en god del større hvis en forkastning mot sør er forseglende. Det siste betyr at det ikke må stå sand mot sand på hver side av forkastningen. Denne usikkerheten bekrefter at det er langt frem til at størrelsen på funnet blir definert.
Brønnen gir selvsagt mange svar, men den har også gitt oss mange spørsmål, og derfor også nye muligheter, fremholder Nordlie.
Gal modell
Det negative ved denne brønnen var at noen reservoarnivåer er tynnere og har dårligere reservoarkvalitet enn det som var forventet. Derfor er leteteamet i høyeste grad ydmyke overfor den jobben de har gjort.
– Vi har funnet olje i tillegg til gass og på flere reservoarnivåer enn forventet, så modellen vår var til dels gal. Den geologiske historien i dette området er mer komplisert enn det vi trodde på forhånd.
Det betyr at det er et stort arbeid som ligger foran geologene, geofysikerne og reservoaringeniørene i RWE Dea. Ny seismikk skal skytes. Studier skal igangsettes. Geologiske og geofysiske data skal analyseres og tolkes. Alle steiner skal flyttes på i et forsøk på å forstå reservoarene, og først neste år – i 2012 – er det planlagt en avgrensningsbrønn. Alt dette betyr arbeid for staben så vel som eksterne konsulenter med ekspertise på spesielle fagfelt.
– Det blir en masse etterarbeid og videre aktivitet, så sammen med Zidane-funnet, som også ble gjort i fjor, vil nok dette forandre selskapet, mener Torodd Nordlie.
