– Vi har fortsatt stor tro på norsk sokkel, sier Tove Stuhr Sjøblom, senior vice president for leting på norsk sokkel i StatoilHydro.
Det er det all grunn til å ha, for i henhold til Oljedirektoratets ressursrapport (1. september 2009) har det fra norsk sokkel blitt produsert 30 milliarder fat oljeekvivalenter ved utgangen av 2008 (herav 22 milliarder fat olje). Likevel er det fortsatt store mengder olje og gass igjen under Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. I henhold til Oljedirektoratets beregninger er det i funn og felt påvist 31 milliarder fat oljeekvivalenter som ennå ikke er produsert. Og ikke nok med det, Oljedirektoratet tror det gjenstår å finne 21 milliarder fat oljeekvivalenter (GEO ExPro, 05/2009; “Optimizing production – implications for resource growth”).
Hvem snakket om “solnedgang” for den norske oljeindustrien?
Med så mye olje og gass nede i bakken er det ingen grunn til å la seg lure av lobbyistene som mener oljealderen er forbi og helst ser at norsk oljevirksomhet avvikles. Det er i stedet viktig å stå på og gjøre mange funn, og deretter tyne mest mulig ut av reservoaret. Slik StatoilHydro nå gjør et iherdig forsøk på gjennom aktiv leting og satsing på økt utvinning (GEO ExPro 04/2009; “Making more and bigger discoveries”, GEO ExPro, 05/2009; “4D geophysical data help maximizing recovery”).
Selv om det i løpet av nesten 40 år allerede er produsert 30 milliarder fat oljeekvivalenter på norsk sokkel, er det like mye olje og gass igjen i påviste funn og felt. Oljedirektoratet har også gjort beregninger som viser at det kan gjenstå å finne omtrent like mye olje og gass som vi allerede har produsert.
Bevisst satsing
Tove, geolog med utdannelse fra NTH, har imidlertid en litt annen innfallsvinkel for sin optimisme. Den dreier seg ikke om prognoser, basert på geologiske studier og kompliserte beregninger, den dreier seg om harde fakta. At tallenes tale viser at selskapet fortsatt er i stand til å gjøre funn både på grunt og dypt vann, og at det blir gjort funn i umodne så vel som i modne områder av norsk sokkel.
– Vi har gjort mange, gode funn de to siste årene, sier hun med ettertrykk.
– Og det gjør noe med hva vi tror vi kan få til, legger hun til
Påstanden underbygges med solid tallmateriale. Siden fusjonen mellom Statoil og Norsk Hydro 1. oktober 2007, har det nye selskapet boret 75 letebrønner. Tallet inkluderer både undersøkelsesbrønner (“wildcats”) og avgrensningsbrønner (“appraisal wells”), og det omfatter brønner i jomfruelige områder i Barentshavet, brønner på dypt vann i Norskehavet, så vel som brønner tett opp til modne felt hvor det allerede finnes produksjonsinnretninger, både i Nordsjøen og i Norskehavet. Men det er altså ikke antall brønner som teller. Det er resultatet alle er interessert i.
– Vi kan slå fast at funnraten har gått kraftig opp de siste to årene, men ikke nok med det, vi ser også at størrelsen på funnene øker, noe som er stikk i strid med hva mange hadde forventet.
– Når vi slår sammen egenopererte, som det er flest av, og partneropererte brønner, ender vi opp med 54 funn i løpet av knapt to år. Det er en økning fra 8 funn i 2006 og 16 funn i 2007.
Volumer er det også blitt. Mange bekker små gjør som kjent en stor å. Norsk og internasjonal utforskning bidro i fjor med til sammen 800 millioner fat oljeekvivalenter. Det betyr at selskapet finner mer enn det produserer, eller sagt på oljespråket, ressurserstatningsraten er større enn 1.
– Dette er et resultat av bevisst satsing og stor aktivitet, påpeker letegeologen.
Tove mener denne raske økningen innebærer et trendskifte. Og den nye trenden startet med oljefunnet Dagny/Ermintrude i Nordsjøen. Her har det blitt påvist minst 200 millioner fat olje i en struktur der det tidligere bare var gjort et bitte lite gassfunn (GEO 08, 2008; “Liten mus blir stor elefant”).
– Det var nytenkning som skulle til for å påvise disse reservene, og nettopp her har vi blitt flinkere, mener Tove.
Feltnær leting er lønnsomt
Med tanke på reserver i bakken er det selvsagt bedre å gjøre store funn enn små funn. Men små funn er heller ikke å forakte, spesielt når de gjøres der det allerede finnes infrastruktur, altså i tilknytning til felt som er i produksjon, og som står i fare for å bli stengt ned hvis det ikke blir påvist tilleggsreserver i kort avstand fra feltet.
Oseberg for eksempel.
– Etter sammenslåingen av de to selskapene har vi i det tidligere Hydro-opererte feltet påvist til sammen 200 millioner fat i prospekter som ligger i umiddelbar nærhet. Funnet Katla har alene bidratt i størrelsesorden 50-80 millioner fat olje. Og det gir god økonomi, fremholder Sigrid Borthen Toven som har ansvaret for selskapets letestrategi.
Eller Gullfaks.
– Det egentlig Gullfaks-feltet ble funnet i 1978, men produksjonen har avtatt jevnt siden 1995. Rundt denne giganten, hvor det står tre store produksjonsplattformer i betong, har vi hatt stor suksess med funn i flere satellittfelt, og bortimot 25 prosent av produksjonen fra Gullfaks-installasjonene kommer nå fra Gulltopp og andre strukturer påvist de siste årene. Gulltopp ligger hele ni kilometer vest for Gullfaks som vi fant ved å bore en horisontal brønn (GEO 04/2006; “Borer lengre enn langt”), forklarer Sigrid.
Statoils boreleder på Gullfaks A, Johan Eck-Olsen, sa den gangen (i 2006) at man befant seg i den teknologiske yttergrensen for bore- og produksjonsteknologi. Boringen var da heller ikke problemfri, og det oppstod store og dyre forsinkelser, men i ettertid vet vi at det lønner seg å satse.
På gigantjakt
Likevel, det er ikke til å unnslå at alle oljeselskapene er på jakt etter “det store funnet”, så også StatoilHydro. Og da er det nødvendig med nye jaktmarker. Bare i svært sjeldne tilfeller gjøres det store funn i modne områder, altså områder med et stort antall brønner som har undersøkt flere letemodeller. Muligheten for å gjøre gigantfunn (større enn 500 millioner fat oljeekvivalenter) er betraktelig større i jomfruelige områder (sedimentbassenger hvor det er boret få eller ingen brønner), og hvor det fortsatt finnes prospekter med et betydelig volumpotensial som ikke er undersøkt.
Ikke siden 1997 har det blitt gjort et gigantfunn på norsk sokkel. Ormen Langes opprinnelige reserver var 395 milliarder kubikkmeter gass (2600 millioner fat oljeekvivalenter) og er Europas tredje største gassfelt etter Groningen og Troll. Til tross for mange letebrønner både i Norskehavet og i Barentshavet, er det imidlertid ikke gjort noen ordentlig store funn siden den tid. Det står i skarp kontrast til 1970- og 80-tallet da gigantfunnene kom som perler på en snor.
Norsk sokkel er imidlertid ikke alene i så måte. Med Brasil og Mexicogulfen som viktige unntak (se GEO ExPro 04/2009 og 05/2009), har også den internasjonale trenden vært fallende.
– I hht. analysefirmaet IHS er det bare gjort 16 “high impact discoveries” de siste to årene på verdensbasis. Med “high impact discoveries” forstås funn hvor det er påvist mer enn 250 millioner fat oljeekvivalenter, forteller Sigrid.
StatoilHydro kan, i tillegg til en rekke små funn, imidlertid skilte med noen få “high impact discoveries” på norsk sokkel, så vi er fortsatt med i det gode selskap, heldigvis. Gassfunnet Luva i Norskehavet med godt over 250 millioner fat oljeekvivalenter er ett av dem, oljefunnet Dagny i Nordsjøen er et annet.
– Dette betyr tross alt at vi har påvist flere akkumulasjoner som er betydelige i internasjonal sammenheng, sier Frode Fasteland, som leder StatoilHydros leteaktivitet på dypt vann i Norskehavet, og i Nordsjøen utenom feltnær leting.
Venter på Lofoten og Vesterålen
Det er han selvsagt godt fornøyd med, men, og det er et stort men, han vil så gjerne lete der sjansen for å gjøre enda større funn er betraktelig større. Vi snakker om den smale kontinentalsokkelen utenfor Lofoten og Vesterålen.
– Det er ingen garanti for at vi finner verken olje eller gass her. Men letegeologer må per definisjon være optimistiske, og grunnen til at vi har et godt håp om å finne hydrokarboner i dette området er at den geologiske utviklingen innenfor Nordland VI og VII har store likhetstrekk med utviklingen lenger sør i Norskehavet.
Og lenger sør finnes kildebergart, reservoarbergart, takbergart og feller, helt nødvendige kriterier for at det skal være dannet og akkumulert olje eller gass. Petroleumsgeologien på grunt vann utenfor Midt-Norge er kjent i minste detalj etter nesten 30 år med aktiv leting. Ved å tolke seismiske data er det mulig å ekstrapolere nordover og tro noe om mulighetene der det ikke er boret. Tolkningene faller positivt ut.
– Det er her vi har størst tro på å gjøre store funn på norsk sokkel, påpeker Frode.
Men det er altså verken han eller StatoilHydro som bestemmer. Det er regjeringen som tar den endelige beslutningen. Og nå har den bestemt at det ikke blir leteboring før tidligst i 2014. Det blir lenge å vente for nysgjerrige geologer, ivrige oljeselskaper og den del av befolkningen som ser positivt på industriutvikling med basis i våre olje- og gassressurser.
