25 år uten gjennombrudd Skjematisk skissering av mulige letemodeller i et sedimentbasseng sterkt påvirket av intrusiv så vel som ekstrusiv vulkanisme. © VBPR

25 år uten gjennombrudd

Flere funn til tross, Norskehavet har så langt vært en skuffelse. Men med tanke på at det er boret få brønner i et område som er like stort som norsk sektor av Nordsjøen, er det fortsatt håp.

Dypvannsbassengene utenfor Midt-Norge, Møre- og Vøringbassenget, er atskilt av Jan Mayen-korridoren, mens overgangen fra Mørebassenget til Farø-Shetlandbassenget er mindre klart definert fordi den er dekket med vulkanske bergarter.

– Geologien i Møre- og Vøringbassenget skiller seg på flere punkter markant fra geologien i både Nordsjøen og på Halten/Dønnaterrassen, hvor det aller meste av hydrokarbonene på norsk sokkel som kjent er funnet. De viktigste grunnene er at begge bassengene har en tykk pakke med kritt-bergarter, samt at de vestlige delene er påvirket av vulkanisme i tidlig eocen tid, altså for ca. 55 millioner år siden, forteller Planke.

Bassengutviklingen begynte med at den kaledonske fjellkjeden kollapset i devon, og fortsatte med tre store riftfaser: i perm-trias, i sen jura, og i sen kritt-paleocen tid.

Deretter fulgte en periode med vulkansk aktivitet i sen paleocen og tidligste eocen i forkant av og under oppsprekkingen som førte til at Grønland og Norge gled fra hverandre og åpnet Nord-Atlanteren. Episoden resulterte i opptil flere kilometer tykke ekstrusive avsetninger både over og under vann, samt en stor mengde intrusiver i form av lagganger.

– Det er naturlig å sammenligne disse to bassengene med Færø-Shetlandbassenget, og når vi så ser de alle tre i sammenheng med marginen på Øst-Grønland, klarer vi å sette sammen et regionalt, oversiktlig rammeverk, mener geologen.

Det er interessant å merke seg at det er gjort betydelig mer utforskning av Færø-Shetlandbassenget enn Møre- og Vøringbassengene til sammen. Den kunnskapen kommer utforskningen av dyphavsområdene på norsk sokkel til gode.

Sverre Planke. Foto: Stéphane Polteau

Snart 25 år – uten gjennombrudd

Sett i forhold til arealet de to store bassengene langt vest i Norskehavet dekker (totalt 140 000 km2, ganske likt Nordsjøens areal (den norske delen) som er 142 000 km2), har det siden 1996, da de første lisensene ble tildelt i 15. konsesjonsrunde, blitt boret svært få letebrønner. Dette har selvsagt gjort seg utslag i at få letemodeller er identifisert og undersøkt.

LES OGSÅ: Utvider i vest

– Basert på det vi i den senere tid har lært om geologi og prospektivitet, er det lett å forstå hvorfor myndighetene nå ønsker å finne ut mer om hydrokarbonpotensialet, sier Planke.

Fakta taler for seg sjølv. Begge bassengene fortjener derfor fullt ut betegnelsen «underexplored». Bare hør her:

I Færø-Shetlandbassenget er det hittil boret mer enn 80 undersøkelsesbrønner, og det er gjort hele 20 funn, hovedsakelig i paleocene sandsteiner. Det er heller ikke noe å si på volumene som har blitt påvist. Iht. OGA (Oil and Gas Authority) har det blitt funnet nærmere fire milliarder fat oljeekvivalenter. Vest for Shetland kan vi derfor si at vi langt på vei finner en moden oljeprovins.

Til sammenligning er det hittil kun boret 20 undersøkelsesbrønner i Vøringbassenget, med kun ett stort, kommersielt gassfunn (Aasta Hansteen-feltet; 345 mill. fat oljeekvivalenter, i Niseformasjonen av kritt alder). Det har imidlertid blitt gjort flere små gassfunn, herunder Balderbrå med potensielt mer enn 50 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter, samt ett lite, teknisk oljefunn (Ellida).

I Mørebassenget er det kun boret 5 undersøkelsesbrønner og gjort ett lite, teknisk gassfunn (Tulipan), når vi ser bort fra Ormen Lange-feltet med nærmere to milliarder fat oljeekvivalenter med gass i paleocene sandsteiner.

– Både Møre- og Vøringbassenget må derfor sees på som frontierområder, sier Planke.

Det er verdt å ta i betraktning at ingen av letebrønnene i de to bassengene har kommet inn i bergarter eldre enn kritt. Dette står i sterk kontrast til flere brønner i Færø-Shetlandbassenget som har funnet hydrokarboner på strukturelle høyder i øvre jura sandsteiner, under vulkanske bergarter (for eksempel Lochnagar under Rosebank-feltet).

Status for utforskningen på dypt vann i Norskehavet, etter 25 år med 25 letebrønner og kun to kommersielle funn, kan tolkes dit hen at det er gjort alt for lite arbeid til å forstå det fulle petroleumspotensialet, enn si avskrive områdene som fremtidige, lukrative petroleumsprovinser. Det er heller slik at oljeselskapene kan stå overfor en ny æra, takket være tilgang på mengder av nye data som har betydelig bedre oppløsning enn «gamle data».

LES OGSÅ: På dypt vann og langt vest

Ikke negativt med vulkanisme

Med tanke på at den vulkanske aktiviteten i tidlig eocen har hatt sterk innvirkning på den geologiske utviklingen, er det knyttet bekymring til hvordan enorme mengder glohet lava har påvirket petroleumssystemene.

Planke kan berolige oss.

– Tilstedeværelsen av vulkanske bergarter har ingen ødeleggende effekter på petroleumssystemene. Tvert imot vet vi fra andre vulkanske sedimentbassenger at det finnes betydelige ansamlinger av produserbare hydrokarboner i nær tilknytning til både laggang-inntrenginger og lavastrømmer.

– Letemodellene med reservoar under, inne i og over vulkanske bergarter varierer imidlertid naturlig nok fra de som ikke i det hele tatt er påvirket av vulkanisme til de som er sterkt påvirket, påpeker Planke.

Han trekker blant annet fram at glødende magma som trenger inn i skiferbergarter vil føre til dannelse av hydrokarboner. Disse hydrokarbonene kan når de migrerer fanges i sandsteinsreservoarer eller porøse lavasekvenser.

Nye letemodeller må undersøkes

I både Møre- og Vøringbassenget er de bekreftede letemodellene så langt begrenset til turbiditter avsatt på dypt vann i sen kritt og paleocen, der både Norge og Grønland er kildeområder.

Absolutt alle funnene som er gjort fram til nå ligger i denne type reservoarbergarter som er påvist i fire formasjoner: Lysing/Blålange, Nise, Springar og Egga, der Lysingformasjonen er mest utbredt.

– Innenfor de uborede områdene i de dype bassengene antyder seismiske amplitudeanomalier i kritt og paleocen tilstedeværelse av både sand og hydrokarboner, mener Planke.

Han påpeker imidlertid at reservoaregenskapene i kritt og paleocen sandsteiner ofte ikke er av de beste. Fine seismiske anomalier indikerer sandsteiner med gass, men de er ingen garanti for høy porøsitet.

Med bakgrunn i de nye dataene og ny geologisk forståelse har VBPR skissert flere reservoarmuligheter som har til gode å bli testet.

– Reservoarbergarter eldre enn kritt bør undersøkes. Det gjelder for eksempel oppsprukket og forvitret grunnfjell som er reservoar i Clair- og Lancaster-feltene i Færø-Shetlandbassenget, samt karbonater og sandsteiner fra paleozoikum, trias og jura som ligger for dypt i bassengene, men som er aktuelle i randområdene der de ligger langt grunnere.

Planke legger vekt på at ingen brønner i de to dype bassengene har boret inn i pre-kritt bergarter, og at ingen brønner har boret pre-kritt bergarter på de marginale høydene, høyder som kan ha interessante prospekter under basaltlagene.

– Videre bør det undersøkes om det finnes reservoarer som kan sammenlignes med de vi finner på Rosebank-feltet, dvs. oppsprukne vulkanske bergarter med sandsteiner imellom. I VBPR ser vi imidlertid også muligheter i formasjoner avsatt etter den vulkanske episoden. Både injektitter, som er en bekreftet letemodell i Nordsjøen, og kvartære sander (med funnet Peon i Nordsjøen som analog) bør undersøkes nærmere, mener Sverre Planke.

Denne saken er en del av en lengre artikkel om TFO 2020 og Norskehavet publisert i GEO 04.

COMMENTS

WORDPRESS: 1
  • comment-avatar
    Dag A Karlsen 5 måneder ago

    Planke peker på mange relevante forhold.
    20-30 brønner i en region som er så annerledes enn mye ellers på NCS er ikke meget. Et mye større antall måtte i sin tid til før det første kommersielle oljefunn på NCS, og man boret lenge på et idegrunnlag om at oljen måtte foreligge i tertiære lag (ut fra analoger på UK-side).
    I mange år ble Barentshavet kun ansett å inneholde gass, det samme som ble sagt om Haltenbanken (gass fra Åre kull), og hele Halten Vest-regionen ble avskrevet som tørr (før Kristin Lavrans ++).

    Leting i nye områder med annerledes geologi krever inkrementell økning i kunnskap, som bare tilkommer med boring. I Norge har vi unike NPD og kjernelager som ivaretar at geo-kunnskapen kommer nye letemiljøer til gode.

    Det er ofte slik at «tradisjonell tenkning» står i veien for nye funn. Som menneske er man gjerne «vanedyr». En artikkel i Upstream 20de mars, 2020, peker på funnhyppigheten av olje til «nye» og mindre oljeselskap som 37% høyre enn de etablert.

    Det «ikke lineære» og «kreative element» er nevt av E. De Golyer: «Petroleum Exploration is an Art».

    Mange inkludert «annerledestenkende» aktører er viktig for verdigenereringen på NCS, og «lefling» med reglene for petroleumsbeskatningen kan skremme vekk enda flere aktører, ikke bare de som skremmes vekk av «Grønn Politikk».

    Forutsigbare rammer er avgjørende for en næring som arbeider med «letemodeller» – og vi må huske Park A Dickey:
    “Several times in the past we have thought that we were running out of oil and gas, whereas actually we were only running out of ideas.”

  • X