Milliarder av fat i vente

– Vi har gjort noen enkle beregninger. De viser at vi kan stå overfor et felt med flere milliarder fat olje, sier Stein Fanavoll, geofysiker i EMGS.
– Uten 3D-seismikk blir estimatet usikkert, men uansett hvordan vi vrir og vender på det ender vi opp med store ressurstall, slår EM-eksperten fast.
EMGS er geofysikkselskapet som introduserte ny teknologi tidlig på 2000-tallet, men som møtte stor skepsis til ideen om at geologene med ett skulle kunne «se» hydrokarboner langt under havbunnen, kun ved å sende og motta elektromagnetiske bølger.
Siden teknologien ble introdusert har det imidlertid skjedd enorme forbedringer i både innsamling, prosessering, avbildning og tolkning.
– Den trenden vi ser er at leteavdelingene tillegger EM-data stadig større vekt, sier Bent Kjølhamar i seismikkselskapet TGS.
Det nye er at EM ikke bare kan «se» hydrokarboner, men at det også er mulig å si noe om størrelsen på et eventuelt funn (GEO 03/2013; «Ny interesse for omstridt teknologi»).
Uttalelsen ovenfor, om mulige ressurser i et prospekt i Hammerfestbassenget i Barentshavet, referer til ressurstall Fanavoll presenterte på konferansen Recent Advances in Exploration Technology som ble avholdt i Oslo i mai. Her fikk oljeleterne en konkret prospektidé servert rett i fanget, og hvem har råd til å si nei til å evaluere en slik mulighet, der gevinsten kan være et par milliarder fat olje?
For, som vi har lært (ref. Johan Sverdrup-feltet), elefantenes tid på norsk sokkel er slett ikke forbi, og Fanavoll tror han vet hvor vi bør lete etter den neste. Man han smiler bare lurt når vi ber ham fortelle presis hvor vi må rette blikket. Det eneste han vil fortelle er at vi er i Hammerfestbassenget. Noen hemmeligheter må han og EMGS ha lov til å ha for seg selv, må vite.
Syretesten er nær
I begynnelsen – og det er lenge siden – boret oljeselskapene på topografisk høyder. Senere, da geologene kom på banen, ble det lett etter feller basert på kunnskap om undergrunnen.
I mangel av geofysiske data var det geologene som definerte letemodeller og prospekter. Verktøyene var hammer og kompass, og arbeidet bestod i kartlegging på overflaten. Feltarbeidet ble så sammenstilt med eventuelle brønndata.
Inntreden av geofysiske data endret arbeidsflyten. Gravimetri og magnetometri, og senere seismikk, forandret fullstendig den måten geologer og geofysiker jobbet på for å kartlegge sedimentbassenger, forstå letemodellene og finne prospekter.
De siste 10-20 årene har det skjedd en liten revolusjon innen petroleumsgeofysikk. Seismikken blir stadig bedre, og nye typer teknologi har kommet på markedet, for eksempel CSEM (EM) og IP (indusert polarisasjon; GEO 06/2014, «Formidabel suksessrate») som begge tar utgangspunkt i bergartenes elektriske ledningsevne (eller resistivitet/motstand).
Nå kan vi kanskje stå overfor et paradigmeskifte.
EM- og IP-data har kraft i seg til å definere nye letemodeller og peke på prospekter der ingen geologer ville drømt om slikt med basis i konvensjonelle, geofysiske data og – ikke minst – konvensjonell, geologisk tolkning.
Syretesten er like rundt hjørnet.
Eventyrlig prospekt
På konferansen om «de siste fremskrittene innen leteteknologi» i Oslo i mai presenterte EMGS tre prospektidéer med utgangspunkt i en serie med undersøkelser i Barentshavet. Grunnlaget er 50 000 km² med multiklient 3D EM-data som dekker 34 brønner.
– «Suksessraten» for EM-teknologien er hele 90 prosent når vi sammenholder anomaliene fra våre data med brønnresultatene, påstår Svein Ellingsrud, en av gründerne i EMGS, og som for tiden er opptatt med forretningsutvikling i det amerikanske markedet, med base i Houston.
– I tillegg til å de-riske funnsjansene, kan EM nå også brukes til å estimere mulige ressurser i et prospekt. Det har vi nå mange eksempler på, hevder Ellingsrud overbevisende, med sin vanlige entusiasme.
Geofysikeren refererer til begrepet «transvers resistans». Den fremkommer ved å multiplisere resistivitet med høyden på hydrokarbonkolonnen, og ideen er at teknologien er sensitiv i forhold til volumet av hydrokarboner i et reservoar. Flere eksempler fra Barentshavet bekrefter at det er slik, og dette gjør det altså mulig å gjøre en vurdering om et eventuelt funn vil kunne være kommersielt før det bores.
Ellingsrud er spesielt begeistret for en kraftig anomali rett sør for Snøhvit-feltet. Han kaller prospektet Cinderella (Askepott). Tanken er – med henvisning til eventyret – at en begredelig start kan ende opp med en lykkelig slutt. For foreløpig er det ingen oljeselskaper som har vist interesse for skjønnheten. Og det til tross for at arealet er åpent og lenge har vært tilgjengelig i TFO-rundene.
– Vi ser en sterk anomali sør for Snøhvit-feltet, og ved hjelp av inversjon er vi i stand til å vise at den hører hjemme i øvre jura, forteller Ellingsrud.
– Dessverre opplever vi at mange oljeselskaper er mer opptatt av å bortforklare høy resistivitet enn å se på dette som en unik mulighet til å prøve ut en ny letemodell med potensielt store ressurser.
Ellingsrud viser til at det i Snøhvit-feltet lå 500 millioner fat olje som ikke ble med i utbyggingen av feltet. Det er altså ingen tvil om at det er dannet (mye) olje i området, i tillegg til gass, og i den tykke lagpakken sør for Snøhvit (og nord for Albatross) i blokkene 7120/6 og 7121/4 mener han at det er rimelig at det finnes sand inne i Hekkingenformasjonen.
Det er rart at ingen oljeselskaper tør å satse på denne ideen. Det kan virke som om det krever mer mot å bore et prospekt basert på en ide som kommer fra EM-data enn på konvensjonell tankegang, sier Svein Ellingsrud.

Sterk, utestet anomali
Det samme gjelder en sterk anomali nedflanks for en tørr brønn med masse spor av olje på Polheim Sub-plattform. Her har EMGS definert et stratigrafisk prospekt og gitt det navnet Icebreaker.
– Brønn 7219/9-1 ble boret av Norsk Hydro og avsluttet i 1988 med status som tørr brønn. Støformasjonen hadde imidlertid 110 meter med gode spor av olje, så det er liten tvil om at også den brønnen ble boret i et område hvor olje og gass har blitt generert, forteller Fanavoll.
– Det interessante er at vi her ser en sterk anomali strukturelt lavere på strukturen enn der brønnen ble boret, men også i et høyere stratigrafisk nivå. Det vi ser for oss er stratigrafiske feller i øvre jura og nedre kritt.
I dette tilfellet er bortforklaringen Fanavoll møter at anomalien skyldes resistive, øvre jura skifre. Men så langt er det ingen som har klart å påvise at øvre jura kildebergarter har en transvers resistans som er så høy at den kan gi en så sterk anomali som fremkommer i disse dataene.
– Jeg er ikke sedimentolog, men det er vel god grunn til å tro at mektighetsøkningene i de vifteformede synrift-avsetningene over Støformasjonen skyldes dumping av sand som kommer fra høyden i øst, sier Fanavoll, med referanse til at en slik modell for avsetning av reservoarsand er velkjent flere andre steder på norsk sokkel.
Han ønsker seg derfor en brønn øst for 7219/9-1 som undersøker potensialet i den sekvensen som ikke ble boret av Norsk Hydro. I beste fall vil den påvise produserbar olje i øvre jura og/eller nedre kritt synrift sandsteiner. I verste fall vil den gi ny og verdifull kunnskap om bruk av EM-teknologien.

Har vi råd til å la være?
Fanavoll er imidlertid ikke i tvil om hva som er hans favoritt blant de tre prospektidéene som EMGS presenterte konferansen i mai.
– Denne ideen har vi jobbet frem i et samarbeid med et oljeselskap, forteller geofysikeren som har sett mer EM-data enn de fleste.
En EM-anomali på mer enn fem år gamle data ga grunn til å designe en ny survey, og på de nye dataene fremkommer det en tydelig anomali hvor formen minner veldig om en sedimentær vifte.
– Vi åpner muligheten for at det her er en stratigrafisk felle hvor sand har blitt erodert fra et høydedrag og ned i bassenget. Men når vi presenterer dette for oljeselskapene, responderer mange med at anomalien skyldes høy resistivitet i kildebergartene, forteller Fanavoll.
Det siste forundrer ham veldig. For hvis det er respons fra en skifer, hvorfor er da anomalien begrenset i omfang? Burde den ikke fortsette ut i bassenget?

– Jeg må minne om at vi ikke sitter på EM-data som viser sterke anomalier over rene kildebergarter. Det lar seg også lett forklare, ettersom Hekkingenformasjonen gjerne har en transvers resistans på under 1000 Ωm², mens den kan være opp mot både 50 000 og 100 000 i gode reservoarer fylt med hydrokarboner.
Fanavoll mener at EM-dataene har definert et prospekt – foreløpig kaller han det Bregne, siden formen minner om et bregneblad – med en stratigrafisk felle. Modellen er så god at han like godt har regnet litt på hvor mye olje den kan inneholde. Og da er vi tilbake til uttalelsen om «milliarder fat».
– Det er plass til to milliarder fat utvinnbar olje i dette prospektet, og selv om vi reduserer størrelsen betydelig, kan det fortsatt være nok olje til at det er svært interessant.
– Har vi egentlig råd til ikke å teste et så lovende prospekt? spør Fanavoll retorisk.

Bidrar til å knekke koden
EM bringer en ny dimensjon inn i oljeletingen. Dataene fra EMGS i Barentshavet viser at geologene kan bli satt på sporet av prospekter som neppe ville blitt generert kun ut fra seismiske data alene. Det gjelder til en viss grad strukturelle feller, men i høyeste grad stratigrafiske feller som er vanskeligere å definere basert på seismikk.
Oljedirektoratet har tatt det poenget, og i arbeidsforpliktelsene som er skissert for lisenser i den 23. runden er EM blitt standard.
EM-teknologien kan derfor være særdeles nyttig i Barentshavet. I denne provinsen er koden som kjent langt fra knekket.

«… det er fullt ut akseptabelt å bore en tørr brønn basert på seismiske data, mens det nærmest er skandaløst å bore en tørr brønn der det er tatt en beslutning med bakgrunn i EM-data»
Stein Fanavoll, GEO 03/2013
Relevante artikler
GEO 02/2014; «Overbevisende data lette oljeletingen»
GEO 05/2014; «De tre skuffelsene»