Gamle ideer – ny teknologi

– Vi kan antakelig takke sur nedbør for at karbonatene i de permiske reservoarbergartene har god porøsitet og permeabilitet, sier geolog Harald Brunstad, med et lite glimt i øyekroken, vel vitende om at nedbøren alltid har vært sur på grunn av et lite innhold av karbondioksid.De ørsmå mengdene med karbondioksid fører til oppløsning og dolomittisering av kalksteinen, noe som gir forbedrete reservoaregenskaper gjennom sekundær porøsitet og permeabilitet, legger han til.

Koblingen til sur nedbør skyldes at Brunstad er pasjonert ørretfisker. Mye av fritiden tilbringes i elver og vann på jakt etter den største fisken, og interessen gjorde at han kom over boka «Acid rain». Den ble en trigger for Gohta-prospektet.

– Boka minnet meg om at sur nedbør påvirker reservoaregenskapene i karbonater i favorabel retning. Konsekvensen var fornyet interesse for en del av lagrekken som ser ut til å ha vært eksponert til luft og regn langt tilbake i tid, forteller fiskeren.

Det betød også at vi begynte å sette oss inn i fenomenet karstifisering – dannelse av kanaler, hulrom og grotter i kalksteiner.

Champagnetid

Tidlig i oktober kom Oljedirektoratet med sin etterlengtede pressemelding. Da hadde det allerede lenge vært kjent at Lundin hadde funnet olje i perm karbonater i blokk 7120/1 lengst sørvest på Lopphøgda (7120/1-3). Det var i seg selv en liten sensasjon, etter som denne letemodellen tidligere ikke hadde ført til kommersielle funn, verken i Barentshavet eller andre steder på norsk sokkel.

Lundin var likevel tilbakeholdne med å heise flagget til topps. Først måtte reservoar- og strømningsegenskapene for de spesielle, karstifiserte karbonatene prøves med en produksjonstest. For selv om bergarten er porøs, trenger den ikke ha god permeabilitet. Usikkerheten gikk på om de små og store hulrommene var forbundet med hverandre, og dermed ville la oljen strømme fritt.

«En vellykket formasjonstest er gjennomført i Røyeformasjonen. Maksimum produksjonsrate var på 683 Sm³ olje og 222300 Sm³ assosiert gass per strømningsdøgn gjennom en 44/64 tommers dyseåpning. Gass/olje forholdet er 190 Sm³/Sm³. Dette er den første vellykkede testen i permiske kalksteinsbergarter på norsk sokkel,» het det omsider i Oljedirektoratets pressemelding.

Det skulle altså gå hele 47 år fra den første brønnen på norsk sokkel ble boret (8/3-1 i 1966) til vi fant olje i karbonatbergarter med gode strømningsegenskaper fra den geologiske perioden perm. Bare det var en liten sensasjon.

Videre kunne vi lese at «foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 10 og 23 millioner standard kubikkmeter (Sm³) utvinnbar olje og mellom 8 og 15 milliarder Sm³ utvinnbar gass. Resultatene bekrefter for første gang utvinnbar olje og gass i en letemodell av perm alder i norsk del av Barentshavet.»

Potensialet i prospektet er altså opp mot 240 millioner fat oljeekvivalenter. Reservene i Goliat-feltet, som settes i produksjon neste år, er til sammenligning 230 millioner fat oljeekvivalenter. Hva som måtte befinne seg i nærliggende prospekter, sier imidlertid verken Lundin eller Oljedirektoratet noe om. Men et raskt blikk på lisenskartet vest på Lopphøgda viser at Lundin har sikret seg omkringliggende arealer i tidligere konsesjonsrunder. Det er det antakelig en god grunn til.

Vi må derfor tro at det til slutt ble flaggheising hos Lundin.

Hva slags type champagne dette er, vil operatøren holde hemmelig. Det er midlertid svært interessant at funnet nå viser det mange har både ønsket og trodd, at perm karbonater kan inneholde olje og gass i kommersielle mengder. Det åpner først og fremst interessante muligheter i nærliggende lisenser på Loppa-høgda, men også andre steder i Barentshavet der Lundin har sikret seg lisenser.

På kort tid har det derfor blitt verifisert to nye letemodeller i Barentshavet. Den første involverte jura sandsteiner langt nord i det området som er definert som Barentshavet Sør (GEO 06/2013; «Oljefunn som bestilt»).

Men ikke nok med det, Lundin har også påvist prospektive karbonatbergarter i lisenser på Utsirahøgda, der olje nylig er påtruffet i karstifiserte Zechstein-karbonater i brønn 16/3-5 på Johan Sverdrup-feltet.

Spor for detektiver

Gohta-funnet ligger i blokk 7120/1 sørvest på Lopphøgda. Før Lundins brønn var det allerede boret to brønner i blokka, etter at øvre paleozoikum var gjenstand for en viss interesse i den 9. konsesjonsrunden på norsk sokkel.

– I ettertid ser vi at Shells første brønn 7120/1-1 (fra 1985/86) ble boret utenfor lukning, og selv om det var spor av olje, hadde ikke karbonatene gode nok reservoaregenskaper i denne posisjonen, forteller geofysiker Trond Kristensen.

– Brønnen var basert på 2D-seismikk, men med dagens 3D er vi i stand til å definere lukningens omfang mye bedre. En helt annen sak er at det kanskje var uinteressant for Shell å finne olje høyere oppe på strukturen, fordi volumene da uansett ville vært for små med datidens oljepris. Så det kan ha vært grunnen til at Shell leverte lisensen tilbake i 1996.

Shell hadde altså ikke gjort noe kommersielt funn i blokken, men det var altså påvist olje. Kollegaene i Lundin var med andre ord ikke i tvil om at det var et aktivt petroleumssystem til stede i denne delen av Lopphøgda, og det var i følge dem langt fra noe grunnlag for å påstå at «oljen hadde lekket ut».

– Dette var et teknisk funn, og det hadde elementer i seg som ga grunnlag for å tro på suksess, påpeker letesjef Hans Chr. Rønnevik. Han er opptatt av å lete etter olje der det allerede er funnet olje – om enn i små kvanta.

Dette var noe av bakgrunnen da Lundin begynte å se på området i forkant av TFO 2007. Oljedetektivene hadde gode spor å gå etter. Etter et grundig arbeid ble selskapet tildelt lisens 492 i februar 2008. Det norske og NORECO er partnere.

Trodde på moden kildebergart

– Vi kartla flere strukturer i flere nivåer, både i perm og trias, og karbonatene i perm ble tydelig trunkert, noe som betyr at de kan ha blitt eksponert til luft gjennom lengre tid, forteller Kristensen.

– Det ga grunnlag for å tro at de lettoppløselige bergartene hadde blitt utsatt for sur nedbør og påfølgende oppløsning og mulig dolomittisering, sier Brunstad, som selv kastet litt malurt i begeret ved å åpne for at Ørretformasjonens skifre, avsatt over Røyeformasjonens karbonater, kunne ha beskyttet reservoaret mot det ønskede regnvannet.

De trunkerte karbonatene tilhører Tempelfjordgruppen avsatt i sen perm, og Lundin-geologene hadde ingen gode paralleller verken fra Barentshavet eller Svalbard på karstifisering i tilsvarende bergarter. Det var derfor all grunn til å så tvil om det kunne være sekundær porøsitet til stede.

– Men inntil vi finner den første parallellen, finnes det ikke gode eksempler, parerer Kristensen, og setter samtidig spørsmålstegn ved om det alltid er nødvendig med gode paralleller.

– Mangel på paralleller beviser ikke at noe er umulig, men det øker risikoen, poengterer han.

De to geoviterne påpeker at et godt reservoar var den største risikoen foran boringen av Gohta-prospektet. Sjansene for at det skulle være en god kildebergart i området var derimot gode, rett og slett fordi flere nærliggende brønner hadde påvist olje. Et annet risikomoment var om eventuell olje som hadde migrert inn i reservoaret på et tidlig tidspunkt kunne ha lekket ut igjen, som et resultat av sen heving av Loppa-høgda.

Nå vet vi at det er en god kildebergart til stede i området, etter som det er påvist en 25 meter høy gasskolonne og en 75 meter høy oljekolonne, og vi vet også at de senpermiske karbonatbergartene utgjør et godt reservoar, i og med at det er påvist opp mot flere hundre millioner fat oljeekvivalenter som kan produseres.

Rønnevik kommenterer at selskapets petrofysikere, denne gang representert ved Terje Kollien og operasjonsgeologene Andy Clark og Anita Hansen, sammen med boreavdelingen og testingeniørene var avgjørende for å avdekke reservoar potensialet.

Han er også opptatt av den evnen en organisasjon har til å samle inn fakta i form av kjerner, væskeprøver og logging under boring, samt at å tilpasse operasjonene til virkeligheten, og ikke virkeligheten til planene, er vesentlig i denne type reservoar.

Brønn med to prospekter

– Lundins letestrategi på norsk sokkel er å undersøke flere prospekter med samme brønn. Vi vil helst ha et mangfold av muligheter når vi borer, sier Rønnevik.

Denne filosofien var også avgjørende for å søke på blokken i sin tid, men også for plasseringen av den første brønnen.

– Det var tre forhold som bestemte plasseringen. Vi ville treffe et prospekt i trias (Snaddformasjonen), av boretekniske årsaker ville vi unngå grunn gass, og vi ville bore inn i Tempelfjordgruppen for å finne ut om reservoaret var karstifisert.

I ettertid vet vi at trias sandsteiner (Snadd- og Kobbeformasjonene) inneholdt spor av hydrokarboner.

– Vi kunne ha boret lengre mot sørvest og inn i eldre karbonater, som med større sikkerhet hadde vært utsatt for karstifisering, men med en slik plassering ville vi ikke ha påvist store nok volumer. Vi trengte et raskt svar på om den sure nedbøren hadde hatt den ønskede effekten på et reservoar som så ut til å ha vært eksponert i lang tid. Store volumer i disse bergartene er nødvendig for at funnet skal kunne være kommersielt, sier ørretfiskeren.

Nå vet vi altså at karstifisering har funnet sted i Tempelfjordgruppens karbonater (Røyeformasjonen). Men det er fortsatt knapt med paralleller for det som tolkes til å være kaldtvannskarbonater. Brunstad forteller at det finnes noen i USA, kanskje også i Midtøsten, men helst av alt vil han finne slike geologiske paralleller på Svalbard. Derfor går det noen tanker til UNIS sitt geofaglige miljø som har stor ekspertise på Svalbards lagrekke (GEO 08/2012; «På leting etter senpaleozoiske karbonater»).

Vi gjetter på at det kan bli noe reisevirksomhet på geologene som steller med denne lisensen. Både til varme og kalde strøk.

Gjøre hverandre gode

Funnet på Lopphøgda skyldes blant annet de tankene geologene og geofysikerne gjorde for mer enn seks år siden, i forkant av TFO 2007. Det store spørsmålet den gang var altså hvor – i dette enorme området – de skulle lete for å finne olje. Det var jo nok av tørre brønner, spor av olje og tekniske funn, men bare to oljefunn av noen størrelse, Goliat (under utbygging) og Snøhvit (det ligger olje under gassen som ikke vil bli produsert), begge i mesozoiske reserovarbergarter.

– Vår filosofi er å lete der det er spor, og på den sørvestre delen av Lopphøgda var det flere brønner hvor det var rapportert spor og funn av olje, og da Statoil fant Skrugard ga dette oss ekstra tiltro, selv om våre lisenser er innenfor en annen geologisk provins, konstaterer Brunstad.

– På Lopphøgda var det også mange letemodeller, noe som er viktig for å redusere risikoen og øke mulighetene for funn, legger han til.

Brunstad og Kristensen fremhever også betydningen av å være fokusert, sitte tett sammen og bli gode innenfor ett område. Dette gir en kunnskapsmessig gevinst, og dermed jobbes det mye mer effektivt, mener de. De to fremhever også betydningen av å følge lisensene gjennom hele livsløpet, både i lete- og produksjonsfasen, og på den måten kjenne alle brønnene i detalj og dra nytte av den kunnskapen i jakten på nye prospekter.

Med Lundins vilje til å dele kunnskap (men holde ideene for seg selv) vil vi tro vi kan glede seg til å høre mer om paleozoiske karbonater i Barentshavet generelt og funnet på Lopphøgda spesielt.

Grundig arbeid – ikke flaks

Hans Chr. Rønnevik kjenner bare til ett oljefelt i Nordsjøen med reservoar i perm karbonater. Han refererer til Shell som var operatør for Auk-feltet fra 1975 inntil Talisman overtok i 2006.

– Vi har kjent til denne letemodellen siden 1970-tallet. Funnet i Barentshavet er derfor langt fra sensasjonelt, mener han.

– Dette er egentlig gamle ideer ikledd ny teknologi, og funnet demonstrerer til fulle hvor viktig det er med 3D seismikk i letefasen.

Letesjefen og «fabrikkarbeiderne» hans (GEO 07/2010: «En ny skalp i beltet») tar derfor slett ikke æren for letemodellen med perm reservoar. I stedet henviser Rønnevik til et grundig arbeid innen lisensen som har blitt ledet av nettopp Harald Brunstad og Trond Kristensen.

Dette funnet har ingenting med flaks å gjøre, om noen helt feilaktig skulle innbille seg noe slikt, slår Hans Chr. Rønnevik fast, godt fornøyd med at Lundins leteteam nok en gang har overrasket det norske oljemiljøet på en særdeles positiv måte.