Nord-Amerikas største oljefelt

Brigham Exploration ble stiftet en gang tidlig på 1990-tallet. Forretningsideen var å utvinne olje fra Bakken Shale, eller Bakkenformasjonen, ved å ta i bruk ny teknologi innen horisontal boring og hydraulisk oppsprekking av tette reservoarer.

Selskapets egenproduksjon er i dag på 21.000 fat olje per dag. Det tilsvarer noe under én prosent av Statoils produksjon målt i oljeekvivalenter. Men innenfor de rettighetene som selskapet opererer, mener Statoil det er potensial til å øke produksjonen til 60 – 100.000 fat olje per dag i løpet av fem år.

Dette er nå kjent stoff, men det de færreste er klar over er at Statoil kan takke en nysgjerrig geolog for at dette “playet” på amerikansk jord har tatt helt av. Mens vi på norsk sokkel forklarer store funn med “godt teamarbeid”, kan suksessen med Bakkenformasjonen spores tilbake til én enkelt person.

En “oil finder”

Williston Basin dekker deler av Syd-Dakota, Nord-Dakota og Montana på amerikansk side, samt provinsene Alberta, Saskatchewan og Manitoba på canadisk side. Arealet utgjør totalt ca. 520.000 km². Det tilsvarer oppunder 80-90 kvadranter i Nordsjøen.

Willistonbassenget har produsert olje helt siden sent på 1940-tallet. Det første funnet i Bakkenformasjonen ble gjort i 1951. Men selv om skiferen inneholder enorme mengder olje, har det vært umulig å få ut nok til at produksjonen har vært lønnsom. På 1980- og 1990-tallet ble det boret en rekke brønner inn i skiferen som fullt ut bekreftet dette. I den grad det ble produsert olje, var det fordi reservoaret stedvis er gjennomskåret av naturlige sprekker.

Bakkenformasjonen, som ble avsatt i slutten av devon og begynnelsen av karbon, består av tre ledd, et nedre og øvre ledd bestående av organisk rik skifer, og et midtre ledd med varierende lithologi. Mens skifrene har noenlunde jevn tykkelse, varierer det midtre laget i tykkelse, litologi og reservoaregenskaper som porøsitet og permeabilitet.

All oljen i Willistonbassenget er dannet i Bakkenformasjonen, og det har lenge vært kjent at de to skiferhorisontene er svært gode kildebergarter. Det var imidlertid ingen som hadde sett på mulighetene til å produsere fra det midterste leddet. Inntil geologen fra Billings i Montana, Richard Findley, gjorde et detaljert stadium av gamle borehullslogger.

Findley oppdaget at det midtre laget hadde god porøsitet over store områder. Helt på tvers av tidligere antakelser. Det tynne laget hadde rett og slett blitt oversett i jakten på mer porøse og permeable lag på lavere og høyere stratigrafiske nivåer.

Etter å ha finstudert gamle data mente Findley at det i Montana kunne ligge et stort felt på et par tusen meters dyp som var neglisjert. Findley kartla det han kalte “en sovende gigant” over et område som var 64 km langt og 7 km bredt. I ettertid var dette et konservativt anslag, sier Findley.

Neste skritt var å leie landarealer for å sikre seg rettighetene til eventuelle funn. Deretter tok han kontakt med et oljeselskap som hadde stor nok finansiell muskel til å undersøke potensialet ved å bore mange brønner. Halliburton, et av verdens største oljeserviceselskaper, ble også med på laget. Oppgaven deres var å sprekke opp formasjonen slik at oljen kunne strømme fritt.

Gjennombruddet kom i mars 2000. En horisontal brønn ble manøvrert 500 meter langs det midtre leddet i Bakkenformasjonen, mellom de to kildebergartshorisontene, hvorpå Halliburton injiserte vann og sand under høyt trykk. Brønnen produserte 196 fat per dag og startet “boomen” som bare blir sterkere og sterkere for hver dag som går.

Den “sovende giganten” er nå kjent som Elm Coulee-feltet.

Et par hundre fat per dag høres lite ut for geologer med erfaring fra norsk sokkel. De lave ratene skyldes selvsagt lav permeabilitet, og her ligger også forklaringen på at det må bores svært mange brønner for å oppnå et betydelig produksjonsvolum. Brigham opererer for eksempel nå 12 borerigger i området, og selskapet har hittil boret rundt 90 produserende brønner i Nord-Dakota. Brigham har som mål å bore anslagsvis 140 brønner årlig, i henhold til Statoil.

Ny teknologi gjør susen

Bakkenformasjonen har lav porøsitet og permeabilitet i forhold til reservoarene vi er kjent med fra norsk sokkel. Det er derfor vanskelig for oljen å strømme fra formasjonen og inn til produksjonsbrønnene. Den trenger hjelp, og ny teknologi gjør det mulig å produsere olje ved å bore horisontale brønner, også sidegrensbrønner, sprekke opp reservoaret med vann under trykk og fylle sprekkene med små sandkorn for å holde dem åpne. Metoden kalles “hydraulisk oppsprekking”. Reservoaret blir på den måten gjennomsatt av sprekker som holdes åpne av sandkornene. Dermed kan oljen strømme mye lettere. Skissen viser også hvordan hovedreservoaret i Bakkenformasjonen ligger mellom to skiferhorisonter som begge er kildebergarter. Under den nederste skifer ligger enda et reservoar, Three Forks Formation.

Enorme mengder

Utviklingen i teknologi, med bl.a. horisontale brønner, har medført en eventyrlig utvikling av oljereservene i Bakken Shale. I 1995 antok USGS at skiferen inneholdt 151 millioner fat utvinnbar olje. I 2008 var estimatet økt til 3,65 milliarder fat, og bare tre år senere antar Statoil at formasjonen kan gi fra seg så mye som 24 milliarder fat. USGS har derfor tatt på seg oppgaven å revidere det tre år gamle estimatet, og vil legge frem nye tall om to år. I mellomtiden har Rystad Energy bekreftet at Bakkenformasjonen kan inneholde så mye som 20 milliarder fat økonomisk utvinnbar olje. Da er reservene på amerikansk og canadisk side slått sammen.

Den amerikanske geokjemikeren Leigh Price beregnet for drøyt ti år siden at Bakkenformasjonen kan inneholde opp mot 500 milliarder fat olje. Men bare en liten del av dette kan utvinnes.

– Vi har anslått de totale utvinnbare reservene i Bakkenformasjonen og den underliggende Three Forks Formation til 20 milliarder fat olje. Omtrent halvparten av disse ressursene kan antas allerede påvist i eksisterende produksjonslisenser, den resterende halvparten må påvises med leteboring i fremtidige produksjonslisenser, forteller Per Magnus Nysveen i Rystad Energy.

Tallet gjelder både den amerikanske og canadiske delen av Willistonbassenget, og det er tatt hensyn til at lite utforskete områder kan gi tilvekst på lang sikt. Nysveen presiserer også at reserveanslaget gjelder med eksisterende teknologi og dagens oljepris.

20 milliarder fat er mye olje, for å si det litt forsiktig, om beregningene viser seg å holde stikk. Til sammenligning har Oljedirektoratet nylig anslått Norges samlede, gjenværende oljereserver til 46 milliarder fat.

Nysveen forteller at Rystad Energy har gjort et detaljert studium basert på bl.a. brønndata. Han presiserer likevel at usikkerheten er stor fordi det er boret relativt få brønner utenfor kjerneområdene i Nord-Dakota. Bakken Shale er fortsatt et ganske ungt og umodent “play”.

– Usikkerheten skyldes bl.a. at det er vanskelig å anslå reservene der reservoaret ligger grunt og der det ligger dypt. Grunne reservoarer gir lav produksjon, mens dype reservoarer gir dyre brønner. Begge deler betyr høyere borekostnader per fat og krever følgelig en høy oljepris.

– En annen usikkerhet er knyttet til hvor lenge brønnene kan produsere med gode rater. Vi vet at produksjonen faller 90 prosent det første året. Haleproduksjonen kan imidlertid vare lenge når det blir installert pumper, men foreløpig er det lite erfaringsmateriale å basere seg på. Ingen brønner har vært i haleproduksjon lenge nok, forklarer Nysveen.

Uansett, vi snakker om veldig store utvinnbare reserver. Situasjonen har slik sett forandret seg mye på få år. Tallenes tale er klare.

Raskt voksende ressurser

Det første ressursestimatet for Willistonbassenget ble gjort i 1995. USGS (United States Geological Survey) anslo den gang at det kunne produseres 151 millioner fat fra Bakkenformasjonen. I norsk sammenheng tilsvarer dette et lite felt på sokkelen. Luno på Utsirahøyden, for eksempel, vil produsere omtrent så mye.

Bare 13 år senere, etter en ny gjennomgang, hadde USGS økt sitt anslag til 3,65 milliarder fat utvinnbar olje. Dette er like mye olje som vil bli produsert fra Statfjord-feltet. Forskjellen skyldes mer kunnskap om selve formasjonen, men først og fremst at det nå ble tatt hensyn til nye bore- og produksjonsmetoder. Nye funn bidro også til å øke det totale reserveanslaget.

De kritiske faktorene i denne evalueringen var den geografiske utstrekningen av oljevinduet, forekomsten av naturlige vertikale og horisontale sprekker, samt matrixporøsitet i laget mellom de to skiferlagene, i henhold til USGS.

Det skulle likevel ikke gå mer enn tre år før de amerikanske geologene mente det var nødvendig å revidere estimatet enda en gang. Betydelige fremskritt i utvinningen av olje i tette formasjoner lå bak initiativet. Det nye ressursestimatet vil imidlertid ikke komme før om to år.

Ressurs- og reserveanslagene for Bakkenformasjonen spriker selvsagt fordi utvinningen er teknologibetinget. Vi har også å gjøre med en letemodell (“play”) hvor det stadig kommer ny kunnskap til. Det er likevel verdt å merke seg at det høye tallet (foreløpig) ligger på 24 milliarder fat. Tallet inkluderer reserver i det underliggende karbonatreservoaret Three Forks Formation.

– Vårt estimat for økonomisk utvinnbare ressurser sier at mer enn 15 av de 20 milliardene ligger på amerikansk side. De resterende finnes i den canadiske delen av Willistonbassenget. Men vi sier også at usikkerheten er størst for Canada, og at potensialet her kan vise seg å være større enn det vi tror nå, fremholder Nysveen.

Det høye tallet gjør Bakkenformasjonen til det aller største oljefeltet i USA. Prudhoe Bay på nordkysten av Alaska, som har hatt denne statusen hittil, hadde opprinnelige utvinnbare reserver på i overkant av 13 milliarder fat olje. Også i Canada blir det sagt at Bakken Shale er et av landets største oljefelt.

Innenfor det arealet som Statoil har sikret seg – omtrent på størrelse med tre Nordsjø-blokker – blir reservene anslått til mellom 300 og 500 millioner fat oljeekvivalenter. Det er grunn til å tro at dette er et konservativt anslag basert på eksisterende teknologi. Med videre utvikling av produksjonsmetodene, samt bedre forståelse av reservoaret etter hvert som mer brønndata blir tilgjengelig, er det neppe mange som blir overrasket om reserveestimatet øker.

Tett reservoar mellom skiferlag

Det meste av den oljen som verden har vært vant til ligger i sandsteiner eller kalksteiner med høy porøsitet og permeabilitet, og de ligger i såkalte feller som vises som små og store “flekker” på geografiske kart, uavhengig av de tradisjonelle felletypene som petroleumsgeologene har lært om på skolen.

Med oljen i Bakkenformasjonen er det annerledes. Den er det petroleumsmiljøet kaller ukonvensjonell.

– Ingeniørene gir oljen denne betegnelsen fordi formasjonene må sprekkes opp for å få oljen opp. Geologene kaller den derimot ukonvensjonell fordi oljen opptrer kontinuerlig, forteller Per Magnus Nysveen.

At oljen ligger som et sammenhengende teppe skyldes lav porøsitet og, ikke minst, svært lav permeabilitet. Forklaringen på at det midtre laget i det hele tatt inneholder olje, er at oljen har migrert direkte inn fra skifrene over og under.

Vi kan derfor med en viss rett si at oljen i Bakkenformasjonen er ett stort felt som strekker seg over hele det området der skiferen ligger i oljevinduet. Hvis dette medfører riktighet kan Bakkenformasjonen derfor forsvare sitt nye ry som Nord-Amerikas største oljefelt.

En ny trend

Statoil har på få år gått inn i oljesand, skifergass og tette reservoarer. Dette er alt sammen ukonvensjonelle hydrokarboner med reservoarer og produksjonsmetoder som er svært forskjellige fra norsk sokkel.

Det er mange som ikke liker denne trenden. Det er likevel ikke til å komme forbi at slik olje er en del av fremtiden. Alle er enige om at det blir vanskeligere og vanskeligere å få tak i konvensjonell olje, bl.a. pga. nasjonalisering, og derfor må reservene finnes i andre land.

Vi er spente på hva Statoils neste trekk blir.