Ny viten gir lavere ressursanslag

I april la Oljedirektoratet (OD) frem sine nye ressursestimater for områdene utenfor Lofoten og Vesterålen som ennå ikke er åpnet. Dette gjelder Nordland 6, Nordland 7, Troms II, Nordland 5 med Vestfjordbassenget, samt Eggakanten i Barentshavet. På en godt besøkt pressekonferanse var Oljedirektør Bente Nyland og letedirektør Sissel Eriksen til stede fra OD, mens Olje- og energiminister Terje Riis-Johansen representerte regjeringen.

–        Dette er et av de største enkeltprosjektene Oljedirektoratet har vært gjennom, og bak de fine fargene vi ser i dag ligger et betydelig arbeid, hvor det har inngått tre år med seismikk og to år med evaluering, sa Riis-Johansen.

Redusert anslag

Men selv om det nå er gjort et grundig geologisk arbeid basert på en mengde geofysiske data, er det fortsatt stor usikkerhet i ressursanslagene.

–        Som geolog vet jeg at seismikk gir mye god informasjon, men den gir aldri svaret. Derfor må det bores, sa Nyland.

–        Rapporten gir likevel god nok informasjon som beslutningsgrunnlag, presiserte hun.

Nyland oppsummerte resultatene av flere års arbeid med å vise til at geologene har kartlagt totalt 50 prospekter i Nordland VI, Nordland VII og Troms II. Disse ligger i sandsteinsreservoarer i fire hovednivåer i berggrunnen, med alder fra tidlig til midtre jura, tidlig kritt, sen kritt og paleocen. For første gang har OD også vurdert oppknust og forvitret grunnfjell som mulig reservoarbergart. Slike reservoar er lite kjent fra norsk sokkel, men flere andre steder i verden er forvitret grunnfjell reservoarbergart for både olje og gass.

OD mener at de mest prospektive nivåene er jura og kritt. Mange likhetstrekk med kjente olje- og gassfelt i Norskehavet og i det sørvestlige Barentshavet ligger til grunn for denne troen.

–        Den store usikkerhetsfaktoren i beregningene er landhevningen. Når sedimentbassengene heves, kan det medføre lekkasjer slik det er påvist i Barentshavet, sa Eriksen i sin presentasjon.

OD mener det er rimelig å anta at det kan finnes 202 millioner m³ oljeekvivalenter (o.e.) innenfor det evaluerte området. Dette tilsvarer 1270 millioner fat o.e. ODs tall refererer til utvinnbare ressurser. Selv om nye seismiske data (GEO 08, 2009, side 20-23) har bidratt til å redusere usikkerheten i den geologiske tolkningen, særlig i Troms II, er anslaget selvsagt usikkert. ODs analyse tilsier at det med 95 prosent sikkerhet finnes minst 480 millioner fat o.e., mens det er fem prosent sannsynlig at det er mer enn 2,3 milliarder fat o.e .

Det midlere anslaget er noe mindre enn ODs tidligere ressursanslag på 1,5 milliarder fat utvinnbare oljeekvivalenter. Det er imidlertid betydelig mindre enn de anslagene som oljeindustrien selv har presentert. I Konkraft-rapport 2 (2008) blir det anslått at de utvinnbare mengdene med olje og gass kan være 3,5 milliarder oljeekvivalenter (GEO 08, 2009, side 17). Selv ikke ODs ”X-scenario” (2,3 milliarder fat o.e.) er i nærheten av oljeselskapenes eget anslag. Dette demonstrer til fulle at vi må ta alle slike ressursestimater med en god porsjon skepsis.

De gode nyhetene er at OD tror det er mer olje enn gass. Det anslås at 2/3 av de utvinnbare mengdene med hydrokarboner er olje. I en verden som mange mener blir oversvømmet med skifergass, er overvekt av olje svært positivt

Snorre Olaussen, professor i arktisk geologi ved UNIS på Svalbard, og med lang erfaring fra norsk sokkel, mener også at det er gode nyheter at OD tror på overveiende olje i Nordland VI og ser et oljepotensial i Nordland VII. At Troms II er mer ”gas prone”, mener han er som forventet.

–        I motsetning til oljeselskapene har OD en unik database fra Nordland VII og Troms II. Det er dermed ingen grunn til å betvile OD sine ressursestimater i disse områdene, sier Olaussen.

–        Men i Nordland VI har OD og de største selskapene som opererer i området omtrent de samme dataene, og oljeselskapene vil gjennom sine egne geologiske og geofysiske studier kunne gi en annen vurdering av undergrunnen og dermed et annet ressursgrunnlag enn det OD har kommet frem til, påpeker Olaussen.

De dårlige nyhetene er at 1,3 milliarder fat olje kun er et tredjedels Statfjordfelt, og selv 2,3 milliarder fat er mindre enn det finnes i mange enkeltfelt på norsk sokkel. Sett i forhold til at det har blitt produsert 33 milliarder fat o.e. så langt (GEO ExPro 02; 2010, side 64), er de anslåtte ressursene utenfor Lofoten og Vesterålen ikke veldig store. For hele sokkelen har OD tidligere begrunnet at det fortsatt – i beste fall – kan være så mye som 73 milliarder fat o.e. å produsere fra porøse sandsteiner og kalksteiner. Vi kan altså forvente at bare en bitte liten del av dette ligger utenfor Lofoten og Vesterålen.

Eriksen forklarte også at Nordland VI ser ut til å være mest lovende. Hele 43 prosent av de antatt utvinnbare mengdene med petroleum finnes her, mens det forventes at det er omrent like mengder i Nordland VII og Troms II.

ODs estimater stemmer med de beregningene North Energy har gjort. Men OD har mer tro på olje enn det nordnorske selskapet, med base i Alta, har.

–        Når oljedirektoratet har lavere tall for gass enn hva våre antakelser hittil har vist, kan det skyldes at vi ikke har tilgang på de siste data som er samlet inn, sier adm. direktør Erik Karlstrøm.

–        Min erfaring er at Oljedirektoratets ressursanslag er godt underbygget. Man skal likevel være klar over at det er store usikkerheter knyttet til ressursanslag i et område hvor det fremdeles finnes lite data, legger Karlstrøm til.

Det geologiske arbeidet

ODs rapport gir en grunnleggende innføring i det geologiske rammeverket som er nødvendig for å vurdere petroleumspotensialet.

–        Berggrunnen i Nordland VI og VII er atskilt av markante grunnfjellsrygger. Mellom disse ryggene er det bassenger som er fylt med sedimentære bergarter. Den mest framtredende ryggen er Lofotryggen, med forlengelse nordover mot Andøya, forklarte Eriksen.

Vest og nord for Lofotryggen ligger henholdsvis Ribbebassenget og Harstadbassenget. Ribbebassenget er fylt med sedimentære bergarter av jura og kritt alder. Harstadbassenget preges av en kraftig innsynkning i jura og kritt, og til forskjell fra lengre sør er krittpakken spesielt tykk.

Tror på kildebergart

Hovedkildebergarten for olje og gass i området er av sen jura alder slik som ellers på norsk sokkel (GEO 03, 2005). Den er dokumentert i sør, i Nordland III, og ved grunne boringer i selve området. Det er sannsynlig at disse leirsteinene finnes i alle bassengområdene, også vest for Utrøstryggen.

Kildebergarten er tilstrekkelig dypt begravd til å danne olje i deler av Ribbebassenget og i Harstadbassenget. Vest for Utrøstryggen og Andøya og i de dypere deler av Trænbassenget og Harstadbassenget ligger den imidlertid så dypt at den vil danne gass. På enda større dyp er kildebergarten så oppvarmet at den sannsynligvis er ”utbrent”.

Mange muligheter for reservoar

Sandsteinsreservoarene i trias og jura utgjør deler av avsetningssystemer som har stor utstrekning på norsk sokkel. Både i Norskehavet og Barentshavet er sandsteiner av tidlig- og midtre jura alder gode reservoarer, og OD forventer tilsvarende egenskaper i dette området.

På noen av de store forkastningsblokkene viser seismiske data at sedimentene av jura alder ble erodert før blokkene ble begravd av yngre bergarter. Reservoarbergartene vil da ligge som sedimentkiler på flanken av strukturen. I mange tilfeller vil dette redusere muligheten for store funn.

I kritt og paleogen ble det avsatt sandsteiner på havbunnen på grunn av heving og erosjon av fastlandet. Basert på kunnskap fra andre deler av Norskehavet har OD lagt inn mulige reservoarnivå i undre og øvre kritt. Potensialet for funn i sandsteiner av kritt alder kan være betydelig, mener OD, men usikkerheten er stor. Av spesiell interesse er en stor vifte med tykke sandsteinsavsetninger av paleocen alder i Nordland V og VI.

Noen få store felt

OD har kartlagt og beregnet utvinnbare petroleumsressurser i 50 prospekter i Nordland VI, Nordland VII og Troms II.

ODs arbeid er basert på seismisk kartlegging og på data fra boring og funn i nærliggende områder. Ressursmengden for hvert prospekt kan ikke fastslås nøyaktig, fordi det er knyttet stor usikkerhet til alle de geologiske parameterne som inngår i estimatet. Derfor angis ressursene i prospektene med et forventningstall, og et usikkerhetsspenn som viser et høyt og et lavt estimat som representerer henholdsvis 10 prosent og 90 prosent sannsynlighet. Funnsannsynligheten varierer fra 3 til 25 prosent for hvert enkelt prospekt.

I beste fall mener OD at to-tre felt i Nordland VI kan inneholde mer enn 500 millioner fat o.e. I så fall snakker vi her om det som i det internasjonale oljespråket kalles gigantfelt. Ingen oljeselskaper sier nei til en mulighet til å finne et slikt felt. Skal vi tro OD, vil de fleste feltene likevel være mindre enn 100-150 millioner fat oljeekvivalenter. Også det kan være interessant for de aller fleste oljeselskapene, også de få gigantene med Chevron, ExxonMobil og Shell i spissen.

Men først må politikerne bli enige om å åpne dette geologiske utfordrende området for letevirksomhet.

Industrien ønsker data

Grunnlaget for anslagene diskutert ovenfor er geologiske studier basert på geofysiske data som har blitt samlet inn de siste tre årene i regi av OD (GEO 08, 2009). I Norge har det vært tradisjon for at oljeselskapene får tilgang til geologiske data fra myndighetene. Grunnen er å sikre idémyldring blant geologer med ulik erfaring og oljeselskaper med forskjellig strategi.

–        Industrien bør også denne gangen få tilgang til de geologiske dataene Oljedirektoratet legger til grunn for sitt oppdaterte ressursanslag. På denne måten kan ekspertene i olje- og gassnæringen bidra til å sikre et mest mulig riktig bilde av mulighetene i de lovende havområdene utenfor Lofoten og Vesterålen, sier adm. direktør Gro Brækken i OLF.

Det virker som et rimelig krav. Bare på den måten vil vi ta fordel av mangfoldet i det norske oljeselskapslandskapet.

Olje- og gasspotensialet utenfor Lofoten og Vesterålen er grundig diskutert i GEO 08, 2009 (side 10-19).