EM-anomali med gåtefullt svarIvory-funnet ligger i en geologisk provins der det er gjort flere gassfunn. Ett funn, Aasta Hansteen, er så langt erklært kommersielt. Feltet består av tre akkumulasjoner: Luva (funnet i 1997), Haklang (2008) og Snefrid Sør (2008). © Oljedirektoratet

EM-anomali med gåtefullt svar

Ivory-brønnen i Norskehavet påviste som forventet gass. Den kraftige EM-responsen over prospektet skyldes imidlertid ikke bare hydrokarboner. Formasjonsvann med overraskende lav salinitet bidrar også.

Det var en sterk EM-respons som trigget interessen. Atlantic Petroleum Norge, kjent for ekstensiv bruk av EM-data, var blant dem som så potensialet. Men mange andre enn operatøren og de 4 lisensdeltakerne har spent fulgt boringen av Ivory-prospektet utenfor Midt-Norge. Målet er å forstå hvor godt EM-teknologien virker i denne geologiske provinsen.

– Mye tyder på at gassen som er funnet i brønnen forklarer en god del av EM-responsen, men neppe alt, fremholder Jonny Hesthammer, adm. direktør i Atlantic Petroleum Norge. Atlantic er med i lisensen med 9 prosent.

Brønn 6707/10-3 ble boret med Centrica Norge som operatør. Brønnen ligger på Nykhøyden, bare 15-20 km nordøst for Aasta Hansteen-feltet, midt inne i en gassprovins, noe som gjorde brønnen ekstra interessant fordi kravet til kommersialitet blir mindre. Men funn av gass er også interessant fordi det er behov for tilleggsressurser i området. Bakgrunnen er at den 480 km lange gassrørledningen fra Aasta Hansteen til Nyhamna nordvest for Molde trenger å fylles opp.

Aasta Hansteen-feltet

Feltet ble påvist allerede i 1997 med brønn 6707/10-1 på Luva-strukturen. Senere ble det gjort ytterligere to funn i to nabostrukturer (Haklang og Snefrid Sør). Til sammen utgjør disse tre akkumulasjonene Aasta Hansteen-feltet med 45 milliarder m3 utvinnbar gass (283MMboe) og 11MMboe kondensat. Gassen skal transporteres til land med den 480 km lange Polarled. Reservoaret ligger i Niseformasjonen i øvre kritt.

Gassen i Aasta Hansteen-feltet ligger i Niseformasjonen, mens gassen som ble funnet i Ivory-prospektet ligger i den litt eldre Kvitnosformasjonen. Kilde: Noreco App

Gassen i Aasta Hansteen-feltet ligger i Niseformasjonen, mens gassen som ble funnet i Ivory-prospektet ligger i den litt eldre Kvitnosformasjonen.
Kilde: Noreco App

Sterk anomali fortsatt utestet

I begynnelsen av desember fikk vi vite resultatet av undersøkelsesbrønn 6707/10-3. Brønnen påviste tolv meter med gass i Kvitnosformasjonen. Atlantic Petroleum sier i en pressemelding at brønnen testet det vestligste segmentet i Ivory-strukturen, og at funnet ble gjort nedflanks på strukturen. Det betyr at total kolonnehøyde er adskillig mer enn tolv meter.

Oljedirektoratet sier i en pressemelding at «foreløpige beregninger av størrelsen på funnet» antyder et sted mellom to og åtte milliarder kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass (mellom 13 og 50MMboe). I følge Rocksource var det i forkant håp om å finne opp mot 300MMboe. Til sammenligning inneholder Snefrid Sør-strukturen på Aasta Hansteen-feltet om lag fire milliarder m3 utvinnbar gass (30MMboe).

Før boringen startet var geomiljøet kjent med at prospektet var assosiert med en kraftig EM-respons knyttet til Kvitnosformasjonen. Det var også kjent at de seismiske hydrokarbonindikatorene ikke ga samme grunn til optimisme som EM-anomalien. Lysingformasjonen, brønnens sekundære «target», ligger for dypt for EM-teknologien i denne lokasjonen.

Selv om det ble funnet en god del gass, så virker funnet å være mindre enn det som den observerte EM-anomalien skulle tilsi, og nå spør geologene og geofysikerne seg om anomalien var en «sann positiv» eller en «falsk positiv» (GEO ExPro Vol. 4, No. 4 – 2007). Spørsmålet er altså om hydrokarboner alene forklarer anomaliens størrelse, eller om den også kan skyldes andre forhold enn gass.

– Brønnen har kun testet det vestligste segmentet av Ivory-prospektet. Derfor vet vi ikke hvor mye av anomalien i øst som skyldes hydrokarboner, og det er her EM-responsen er sterkest. Men ifølge vår teknologiansvarlig, Aris Stefatos, kan responsen der hvor brønnen ble boret sannsynligvis forklares med en kombinasjon av gass, forholdsvis ferskt vann og residuelle hydrokarboner under gassfasen.

Hesthammer finner det riktig nok underlig at dypmarine sandsteiner inneholder formasjonsvann med så lav salinitet, men det er det formasjonsdataene foreløpig viser, så får den geologiske forklaringen komme etter hvert.

– Kanskje har det noe med vulkansk aktivitet i tidlig tertiær å gjøre, antyder Hesthammer.

Potensielt store verdier

Det er fortsatt usikkert om funnet er kommersielt. Operatøren, Centrica Norge, har ikke konkludert. Vanskelig avbildning av reservoaret gjør at det er bergartsvolumet som skaper størst usikkerhet omkring størrelsen på funnet.

– Vi har en stor jobb foran oss, og vi skal gjøre den grundig, sier Gro Kyllingstad, letesjef (Vice President Exploration & Subsurface) i Centrica Norge.

Hun er selvsagt skuffet over at det ikke ble påvist mer gass i Ivory-brønnen, men hun er – som vi skjønner – slett ikke klar til å gi opp lisensen.

– Vi har tatt mye kjerner, og vi har en mengde data å analysere før det kan trekkes noen konklusjon om funnet kan være drivverdig, eller om det må bores en brønn til for å avklare dette spørsmålet.

– Det er mange kompliserte beregninger vi skal gjøre, så her er det bare å brette om ermene, sier Kyllingstad.

Til forskjell fra Atlantic Petroleum brukte ikke Centrica mye tid og ressurser på direkte hydrokarbonindikatorer over Ivory-prospektet i forkant av boringen.

Fortsatt optimist

For lisenspartnerne i Ivory-lisensen kan det være mange grunner til å ha et optimistisk syn på fremtiden.

Nærheten til Aasta Hansteen-feltet teller selvsagt positivt. Statoil trenger mer gass for å fylle opp gassledningen (Polarled). Med dagens gasspris på 200 øre per m3 utgjør funnet verdier for mellom 4 og 16 milliarder kroner. Kostnadene trenger imidlertid ikke være høyere enn 2-3 milliarder kroner, og da er «break-even»-prisen på rundt 130 øre for laveste reserveanslag, i følge beregninger gjort av petro.no.

Røft regnet kan det ligge verdier for 7 milliarder kroner i det vestlige segmentet. For Atlantic, med sine 9 prosent, så vil det utgjøre mer enn 600 millioner kroner. Det er faktisk tre ganger selskapets nåværende markedsverdi.

– Selv om vi hadde håpet å finne enda mer gass, så er funnet helt klart interessant, og jeg blir ikke overrasket om det ender med utbygging. Men om Atlantic er med helt til slutt og kan høste den endelige verdien, eller om vi selger ut tidligere, gjenstår å se, sier Hesthammer.

– Det er også verdt å påpeke at lisensen inneholder prospekter både øst og nord for Ivory, og nå har vi til fulle fått bekreftet at vi har et petroleumssystem som genererer gass. Det er derfor grunn til å tro at det finnes mer gass i nærliggende strukturer, og sannsynligvis også i flere av de andre lisensene i området, fremholder Jonny Hesthammer.

Flere svar vedrørende kommersialitet kan komme når de nærliggende prospektene etter hvert blir boret. Statoil skal blant annet bore Snefrid Nord (våren 2015) og Roald Rygg vest for Aasta Hansteen. De vil ventelig også gi ytterligere kunnskap om bruk EM-teknologien langt nord i Norskehavet.

The Luva gas field: Detailed Analyses Reveal Subtle Anomaly

GEO ExPro Vol. 4, No. 4 – 2007

This case study from the Luva gas field in the Norwegian Sea clearly demonstrates the potential of controlled-source electromagnetic (CSEM) technology for hydrocarbon exploration purposes. The example also illustrates the complexity associated with the processing of such data.

Illustrasjon: Ivory-strukturen med navn 2 Strukturkart over Nykhøyden langt nord i Norskehavet. På Vemadomen boret Statoil Ægir-prospektet i 1998 med 6706/11-1. Brønnen var tørr. © Atlantic Petroleum

Illustrasjon: Ivory-strukturen med navn 2
Strukturkart over Nykhøyden langt nord i Norskehavet. På Vemadomen boret Statoil Ægir-prospektet i 1998 med 6706/11-1. Brønnen var tørr.
© Atlantic Petroleum

 

COMMENTS

WORDPRESS: 0
X