– Hvis du vil lete i Barentshavet, hvor må vi da gå for å finne olje nært land, spør Erik Lorange i AGR retorisk.
Svaret er selvsagt Finnmarksplattformen. Den ligger lengst sør i Barentshavet og grenser opp mot Finnmark fra Russland i øst til Troms i vest. Den strekker seg videre inn i Barentshavet sørøst. Denne fliken vil også bli en del av 23. konsesjonsrunde.
– Dette er et glemt område. Det er bare boret fem brønner innenfor et areal som dekker i størrelsesorden 100 blokker. Det betyr kun én brønn per 20 blokker. Finnmarksplattformen må derfor betraktes som jomfruelig. Den er en «frontier province», forklarer Lorange.
– Det betyr at det fortsatt er en jobb å gjøre for å frariste denne provinsen alle hemmelighetene, smiler han.
Nært land
Mange har prøvd dette før, herunder Shell og Statoil, men alle de gamle lisensene er tilbakelevert. I dag er det derfor kun to aktive lisenser (begge tildelt i 22. runde) fordelt på fem blokker, med Edison International og Lundin Norway som operatører. Ledig areal gjør at det er fristende å se på plattformen med nye øyne.
– Det er mange små oljeselskaper som har behov for å komme i gang med produksjon raskt. De trenger positiv kontantstrøm, og da er olje nær land den beste muligheten. Finnmarksplattformen representerer en slik mulighet, mener Lorange.
De siste funnene som er gjort lengre nord i Barentshavet er svært oppmuntrende for området som petroleumsprovins, men fordi de ligger langt fra land vil det ta tid å få dem i produksjon. Mye gass i flere av dem er også en forsinkende faktor. Mer landnære områder kan derfor være attraktive for mange, mener geologen.
Erik Lorange har ansvaret for leteavdelingen i serviceselskapet AGR. I den posisjonen har han ledet en petroleumsgeologisk studie av Finnmarksplattformen som ble ferdigstilt i fjor. Alle frigitte data inngår. Databasen omfatter således fem brønner, samt ett funn i bassenget nedforkastet fra plattformen (Nucula), store mengder 2D- og 3D-seismikk, samt topper fra de grunne IKU-brønnene i området. Det mangler heller ikke på tekniske hjelpemidler. Geologene, geofysikerne og petrofysikerne i AGR har tilgang til de samme programvarepakkene som oljeselskapene (GEO 07/2012; «Operatørenes operatør»).
– Denne studien bekrefter måten vi jobber på. Vi prøver alltid å være litt i forkant av oljeselskapene. De har gjerne sitt fokus på lisenser, og alle har ikke anledning til å tenke langsiktig mot kommende lisensrunder. Derfor prøver vi å se i krystallkulen og finne ut hvilken retning petroleumsindustrien vil bevege seg i.
– Vi så muligheten for å finne olje nært land og satte i gang et arbeid som har involvert 6-7 spesialister innenfor geologi, geofysikk, petrofysikk og geokjemi, oppsummerer geologen.
Et aktivt petroleumssystem
– Finnmarksplattformen har et aktivt petroleumssystem, påpeker Carolina Perez-Garcia. Hun har en mastergrad fra Spania og en doktorgrad fra Tromsø i geologi og har vært en viktig brikke i det teamet som har foretatt studien.
Perez-Garcia begrunner påstanden med at det er gjort ett teknisk oljefunn.
– I 1994 boret Statoil 7128/4-1 og påviste olje i spikulitter [en organisk, sedimentær bergart som er bygd opp av svampnåler bestående av silisiumdioksid] av perm alder (GEO 06/2012; «Grunn til optimisme»). Spikulittene har god porøsitet, og det ble rapportert bevegelig olje fra en produksjonstest.
– I tillegg er det på Finnmarksplattformen boret tre brønner som har spor av olje, og kun én av de fem brønnene mangler «shows», konstaterer Perez-Garcia.
Hun mener altså at det ikke er noen tvil om at det finnes en moden kildebergart på plattformen. Den aller viktigste ingrediensen for oljefunn er utvilsomt til stede, i følge AGRs utforskningsteam.
Letemodell i perm
Finnmarksplattformen er karakterisert av revdannende strukturer i form av både karbonatrev og svamprev fra karbon og perm. Prosjektleder Sigurd Schmidt, geofysiker i AGR, forteller at lagrekken i all hovedsak består av klastiske bergarter fra karbon, organiske bergarter fra sen karbon og perm og klastiske bergarter fra trias og jura.
Lorange bekrefter at det ennå ikke er påvist devonske bergarter på Finnmarksplattformen, men muligheten må ikke uelukkes, mener han, siden devonske kildebergarter finnes i rikt monn lengre øst.
– Den senkarbonske og permiske lagrekken består av varmtvannskarbonater, kaldtvannskarbonater og spikulitter og viser hvordan Barentshavet flyttet seg nordover fra tropiske til subtropiske forhold gjennom 50 millioner år på slutten av paleozoikum.
Det er flere indikasjoner på karstifisering i perm. Dette kan gi sekundær porøsitet i karbonatene ved en lignende prosess som vi har sett i Gohta-funnet på Lopphøgda. Dette øker potensialet for reservoarbergart i perm.
– Det er heller ingen tvil om at permsekvensen er «underexplored».
Senere, i trias, begynte et stort delta å fylle opp Barentshavet med klastiske sedimenter. En fjellkjede (Uralidene fra sen paleozoikum) på størrelse med Himalaya – der Uralfjellene i dag ligger – var antagelig kilden.
– Vi ser denne utbyggingen som fine klinoformer og fluviale avsetninger både på Finnmarksplattformen og ellers i Barentshavet.
AGRs team tror derfor at trias-sekvensen også har et potensial for oljefunn. De har funnet både strukturelle og stratigrafiske lukninger i trias. Men 3D-seismikk er nødvendig for en god definisjon.
En halv milliard fat?
Perez-Garcia og Schmidt er begge stolte av det grundige arbeidet som ligger bak studien på Finnmarksplattformen.
– Dette er en integrert studie der vi har analysert datasettene på nytt, noe som innebærer biostratigafi, geokjemi, petrofysikk, kjernebeskrivelser fra brønnene, seismisk tolkning og nye hastighetsmodeller fra seismikken, forteller Perez-Garcia.
– Vedrørende biostratigrafi har vi lagt vekt på å forsikre oss om at vi har konsistente tolkninger. Derfor har APT gjort en grundig jobb på biostragrafiske topper i alle brønnene på Finnmarksplattformen så vel som i alle frigitte brønner i Barentshavet. Dette gjør AGRs tolkning mer konsistent enn studier som bare har benyttet litostraigrafiske brønntopper tolket av forskjellige tolkere på forskjellige tidspunkt. Denne fremgangsmåten mener vi er helt nødvendig for å knytte brønnene til seismikken på korrekt måte, sier Schmidt.
APT har også gjort analysene av kildebergartene, modellert modning og foretatt bassenganalyse.
De re-tolkede brønn- og seismikkdataene er benyttet til fremstilling av integrerte fasiskart, som igjen er grunnlaget for en samling «leads». Studien definerer derfor ikke prospekter direkte, men viser områder som kan være interessante for ytterligere undersøkelser, for eksempel i form av 3D-seismikk.
– Vi har til sammen definert 13 «leads», og i 7 av dem har vi påvist strukturell lukning. Vi har også funnet direkte hydrokarbonindikatorer (DHI) som er tatt med i vurderingene.
Schmidt trekker frem en ledetråd i Trias som ligger midt i oljevinduet for en mulig trias kildebergart. Ved å legge inn gjennomsnittelige parametere fra en nærliggende brønn for netto sandtykkelse og porøsitet, blir det totale porevolumet 446.000.000 m3. Det kan bety flere hundre millioner fat med utvinnbar olje.
Oljedirektoratet har i sin evaluering av Barentshavet sørøst («Petroleumsressursene på norsk sokkel, 2013», Kap.6) også fremhevet et mulig prospekt nordøst på Finnmarksplattformen med mulig reservoarbergarter i trias og jura sandsteiner.
Se mot øst
– AGRs studie viser at Finnmarksplattformen har et aktivt petroleumssystem, og at den har et potensial for store funn, kanskje flere hundre millioner fat. Vår konklusjon er derfor at dette jomfruelige området er svært lovende.
– Samtidig gir studien vår ny innsikt for å forstå Finnmarksplattformen innenfor det området som er definert som Barentshavet sørøst, og som nå blir åpnet for leting, konkluderer Erik Lorange.
Nå er det opp til oljeselskapene å gripe agnet.