MANGE og STORE funn

Oljedirektoratets ressurskartlegging har påvist et aktivt petroleumssystem i Barentshavet nordøst. En første antydning om gyldigheten av vurderingene vil vi få allerede neste år.

Området er ikke åpnet ennå, men Oljedirektoratet har like fullt lagt fram en geologisk vurdering av mulige petroleumsressurser i Barentshavet nordøst.
– Hensikten er å skaffe til veie et godt faktagrunnlag for framtidige beslutninger, sa Sissel Eriksen, letedirektør i Oljedirektoratet, da hun innledet et halvdagsseminar om de mulige olje- og gassressursene i Barentshavet nordøst den 16. mai i år.
Det er neppe dristig å påstå at det kan bli lenge til det blir tildelt blokker og boret brønner innenfor en del av det området som kalles Svalbardboksen (nord for 74˚30’N). Det er riktig nok Norges holdning at norsk sokkel strekker seg opp til, rundt og forbi Svalbard, og at både petroleumsloven og petroleumsskatteloven kommer til anvendelse ved eventuelle lisenstildelinger, men ikke alle land er enige i den tolkningen. Det vil heller ikke overraske om miljøvernbevegelsen vil protestere kraftig på at oljevirksomheten flyttes enda lengre mot nord, og populistiske politikere liker som kjent å vise at de lytter til grasrota.

Strukturelementkartet er «nytt av året». Kartleggingen basert på grunne boringer (23 stykker innenfor området) og ny 2D-seismikk har gitt en ny forståelse av strukturelementene. Oljedirektoratet framhever spesielt Sentralbankhøgda, Storbankhøgda og Kong Karl-plattformen som interessante i letesammenheng.
Illustrasjon: Oljedirektoratet


To Statfjord-felt
Det er i det perspektivet interessant at Rosneft, som har blitt tildelt 3 lisenser langs grenselinjen mot Norge, planlegger å bore den nordligste (Perseevsky -lisensen) allerede i 2018. Resultatene fra den har selvsagt enorm betydning for forståelsen av det norske området like mot vest. Statoil er for øvrig partner med Rosneft i neste års boring.
Oljedirektoratet har uansett – om enn litt prematurt – lagt fram sitt første estimat for hvor mye olje og gass som kan finnes innenfor et 171 000 km2 stort område. Dette er omtrent like stort som den norske delen av Nordsjøen. Til sammenligning er det også på størrelse med ca. 30 kvadranter i Nordsjøen.
– Barentshavet nordøst har et betydelig petroleumspotensial, konkluderte letedirektøren med referanse til et midlere ressursestimat på 8,6 milliarder fat oljeekvivalenter, med en overvekt av olje i forhold til gass.
Til sammenligning har det blitt produsert fem milliarder fat olje fra Statfjord-feltet. Vi snakker altså ikke om gigantiske mengder når vi vet hvor stort arealet er. Tatt i betraktning av alle lukningene som har blitt kartlagt, virker også estimatet ganske beskjedent, i alle fall hvis det blir fullt ut bevist at det er et aktivt petroleumssystem og gode reservoarer.
Sissel Eriksen presiserte imidlertid at estimatet, i mangel av nærliggende brønner, er svært usikkert, og at hvis den mest lovende letemodellen blir bekreftet, kan det ligge betydelig større mengder med olje og gass og vente på å bli funnet. Oljedirektoratets høyeste estimat er således mer enn 15 milliarder fat oljeekvivalenter. Dette er likevel langt mindre enn det som har blitt funnet i for eksempel Nordsjøen. De totale ressursene (produsert, reserver, uoppdagede) er hele 33 milliarder fat – altså 4 til 5 ganger så mye. Sammenligningen er relevant fordi, som vi har hørt, de to områdene er omtrent like store (ca. 170 000 km2).
Likevel. Oljedirektoratet tegner gledelig nok et optimistisk bilde av de mulige petroleumsressursene i Barentshavet nordøst. Geologene angir også mange gode grunner til at det kan bli gjort mange og store funn. Og – verdt å merke seg – observasjonene så langt antyder at det kan bli påvist mer olje enn gass, og det i en verden hvor oljeforbruket øker for hvert år.
Denne optimismen skyldes langt på vei, som presisert på seminaret i mai, en sterk tro på at Steinkobbe/Botneheiaformasjonen har et godt kildepotensial, og at de ligger på et dyp hvor den har generert olje.

«63 % av de totale uoppdagede ressursene på norsk sokkel ligger i Barentshavet
Oljedirektoratet

Aktivt petroleumssystem
Det helt essensielle spørsmålet er om hydrokarboner i det hele tatt har blitt dannet innenfor dette området. Heldigvis er det mange gode indikasjoner på nettopp det.
– På de seismiske dataene ser vi klare tegn til hydrokarboner, fortalte Rune Mattingsdal i sitt foredrag.
Han henviste spesielt til sterke seismiske amplituder flere steder der det er lukning, samt en flatflekk i lag av jura alder på Storbankhøgda.
– Det er derfor god grunn til å tro at det finnes et aktivt petroleumssystem innenfor området, la han til.
Espen Simonstad, som presenterte de grunne kjernene som stammer fra boringene i 2016, trakk fram at gassanalysene også antyder et aktivt petroleumssystem. Dertil viser geokjemiske analyser at Botneheiaformasjonen (trias alder) er «godt oljemoden», slik geologen ga uttrykk for, der han støttet seg på nylig innkomne analyseresultater.
I Oljedirektoratets oppsummering blir 3 kildebergarter framhevet: nedre karbon kull og skifer (gir mest sannsynlig overveiende gass pga. stort begravningsdyp), øvre karbon/perm skifre og karbonatslam (kan også være dominerende gassgenererende) og trias skifre (Steinkobbe/Botneheiaformasjonen) med oljepotensial. I tillegg kan tidlig og sen trias skifre ha et kildebergartspotensial, mens øvre jura Hekkingenformasjonen mest sannsynlig er umoden i hele området. Barentshavet nordøst er derfor fullstendig avhengig av andre kildebergarter enn den som fullstendig dominerer i Nordsjøen og Norskehavet, og som også har vist seg svært viktig i det sørlige Barentshavet.
– Vi antar at Steinkobbe/Botneheiaformasjonen er den viktigste kildebergartshorisonten for oljepotensialet i denne del av Barentshavet, sa Abryl Ramirez som har hatt ansvaret for å utarbeide ressurstallene.
Muligheten for at paleozoiske kildebergarter også kan ha dannet olje må ikke utelukkes. Dette er kjent fra litteraturen, og det har for eksempel blitt spekulert i at oljen i Nordkappbassenget kommer fra en svært gammel kildebergart.

Snart 40 år med leting
Det har blitt lett etter olje og gass i Barentshavet siden 1980. Det er snart 40 år siden. Likevel er det bare 2 felt som er i produksjon: Snøhvit og Goliat. Utbyggingen av Snøhvit var avhengig av skattelettelser fra myndighetenes side. Den første brønnen ble boret i 1981, og siden den gang har det blitt boret 130 letebrønner. Oljedirektoratet regner med at det har blitt gjort 51 funn, men det er bare 5 av disse hvor det for øyeblikket vurderes en Plan for Utbygging og Drift (PUD): Johan Castberg (Skrugard, Havis), Alta, Gohta og Wisting. De fleste funnene er med dagens oljepris å betrakte som tekniske.

 «Store» strukturer
Oljedirektoratet har definert 6 forskjellig letemodeller. De 2 eldste ligger i karbon sandsteiner og øvre karbon/permkarbonater, 3 i trias sandsteiner og 1 i jura sandsteiner. Alle har analoge modeller i Barentshavet sør, og flere av modellene er bekreftet gjennom funn. Ikke minst er det oppmuntrende at letemodellen med jura sandsteiner og trias kildebergarter som gjelder for Snøhvit og Goliat har stor utbredelse i Barentshavet nordøst.
– Det er spesielt høydene som er interessante, inkludert Sentralbankhøgda, Storbankhøgda, Kong Karl-plattformen, sa Ramirez.
Oljedirektoratet har kartlagt en mengde strukturelle feller over disse, hvorav flere har svært store volum (uten at det i rapporten er konkretisert hva som menes med «store») grunnet betydelig arealmessig utbredelse, og det på tross av at fellene ikke er fylt til spillpunkt i de ressursberegningene som er foretatt. Basert på erfaringer fra Barentshavet sør er det også satt en øvre grense på 300 m for hydrokarbonkolonnene i de enkelte lukningene.
– Vårt midlere ressursanslag for Barentshavet nordøst er knapt ni milliarder fat utvinnbare oljeekvivalenter, og med en overvekt av olje i forhold til gass (60/40), noe som altså skyldes troen på at Steinkobbe/Botneheiaformasjonen er en god, oljegenererende kildebergart, sa Ramirez.
Letemodellene av trias alder bidrar med over halvparten (56 prosent) av de utvinnbare ressursene. Karbonatreservoarene i øvre karbon/perm bidrar med 23 prosent, men reservoarkvalitet er ifølge ressursrapporten en stor usikkerhetsfaktor. Sandsteinsreservoarer i jura bidrar med 18 prosent, blant annet på grunn av gode reservoaregenskaper, mens usikkerheten er knyttet til oppbevaring fordi fellene ligger grunt. Mulige reservoarer i nedre karbon blir med kun 3 prosent av de totale utvinnbare ressursene ansett som en liten, nærmest neglisjerbar bidragsyter.
– Det er antall lukninger, lukningenes størrelse og hver enkelt modells egenskaper som bestemmer ressurstallet.
Men usikkerhetsspennet er selvsagt stort, og Oljedirektoratet åpner muligheten for at det kan være betydelig mer olje og gass enn hva tallet ovenfor antyder.
Derfor har geologene lagt til et Scenario X hvor et funn i en trias letemodell (den som etter Oljedirektoratets vurderinger har størst potensial) gir betydelig økning i forventede utvinnbare ressurser, fra nærmere 9 til drøyt 15 milliarder fat o.e.

Arealmessig utstrekning av lukninger på et spesifikt nivå i Barentshavet nordøst. Ifølge Oljedirektoratet gir de – sammen med antatt gode kilde- og reservoarbergarter – et godt håp om å gjøre mange og store funn. Til sammenligning er vist utstrekningen av en del kjente funn og felt.
Illustrasjon: Oljedirektoratet


Framtiden er i Barentshavet
– Vi har enda større tro på ressurspotensialet i Barentshavet enn vi hadde tidligere, påpekte Ramirez.
Ressursgeologen trakk fram flere grunner til at Oljedirektoratets eksperter er svært positive til mulige olje- og gassressurser i Barentshavet nordøst: Reservoarene ligger grunnere enn i sør, større tro på bedre reservoaregenskaper, den antatt viktigste kildebergarten ligger mer gunstig til for å danne olje enn i sør, og – presiserte Ramirez – geologene har kartlagt et stort antall store lukninger over et stort område, hvor mange ligger på flere letemodellnivåer.
– Bergartsvolumet er betydelig, og vi regner med at ressurstetteheten er større i nord enn i sør.
– Dette betyr at ressursanslaget for norsk sokkel øker, og uten å gjøre endringer i estimatene for Nordsjøen og Norskehavet, anslår vi at mer enn 60 prosent av de uoppdagede ressursene på norsk sokkel kan ligge i Barentshavet, var beskjeden Abryl Ramirez ga til det norske oljemiljøet.
Og da er ikke Barentshavet nordvest regnet med.
Det er liten tvil om at mye vil dreie seg om Barentshavet i årene som kommer. For geologene betyr det interessante arbeidsoppgaver. For politikerne betyr det ørkesløse debatter. Før eller siden vil noen også nevne ordet «iskanten».

Fra arkivet:
GEO 02/2008: «Geologiske gåter langt nord i Barentshavet»
GEO 03/2015: «Hva er galt med trias?»
X