Ingen grunn til å gi oppDavid Poole, Spike Exploration Foto: Halfdan Carstens

Ingen grunn til å gi opp

Ved å sammenligne olje- og gassfunnene i norsk sektor av Nordsjøen med den britiske, får vi en antydning om hvor store de gjenstående funnene vil være

Et betydelig antall tørre brønner har blitt boret på norsk sokkel i år. Suksessene – de kommersielle funnene – er det få av. Men norsk sokkel er fremdeles en attraktiv plass å lete.
-En sammenligning av norsk sokkel med britisk sokkel antyder at vi kan finne en serie med store og mellomstore felt, sier David Poole, letesjef i Spike Exploration.
Geologen hadde en klar melding på siste HYDROCARBON HABITAT-seminaret i regi av GeoPublishing og Geonova. Ved å plotte feltstørrelse på y-aksen og antall felt på x-aksen, i norsk og britisk del av Nordsjøen, viser han at det ikke er noen grunn til å gi opp letingen, alle skuffelsene til tross. Han mener at det fortsatt kan gjøres store funn. Men risikoen for å bore tørt for dem som vil finne elefantene er stor.

A comparison of both field size distributions for the NCS North Sea and UKCS North Sea also shows a large YTF for the NCS. Source: Spike internal data; WEPC research and analyses

Oljedirektoratets tall
Leteaktiviteten på norsk sokkel de siste årene har vært høyere enn noen gang, og antall oljeselskaper har vokst til et rekordnivå. Kan vi dermed trekke den slutningen at selskapene har enorme forventninger til størrelsen på de gjenværende ressursene, og kanskje også størrelsen på mulige funn?
Ifølge Oljedirektoratets siste ressursrapport (Ressursregnskap for norsk kontinentalsokkel per 31.12.2014) gjenstår det å finne drøyt 17 milliarder fat oljeekvivalenter.
For å sette dette tallet i perspektiv kan vi minne om at Statfjord-feltets opprinnelig utvinnbare reserver var 3,6 milliarder fat olje. Oljedirektoratet mener altså at det fortsatt er fem «Statfjord-felt» godt bortgjemt under havbunnen på norsk sokkel.
Så enkelt er det likevel ikke. Funnene vil selvsagt variere i størrelse, og de færreste vil være «store», enn si «gigantiske». Men 17 milliarder fat tilsvarer 170 felt med 100 millioner fat i reserver. Og i dag er det bare supermajors som ikke bryr seg om reserver i denne størrelsesorden. For en rekke av de små oljeselskapene på norsk sokkel kan de imidlertid være «company makers» (GEO 08/2014; «A company maker»).
Muligheten for et gigantfunn med over 500 millioner fat må imidlertid ikke avskrives. De aller fleste ble som kjent svært overrasket da Johan Sverdrup-feltet, som inneholder rundt tre milliarder fat utvinnbar olje, ble oppdaget av våkne geologer.
Stort potensial – høy risiko
David Poole har tatt seg bryet å sammenligne den norske delen av Nordsjøen med den britiske. Det er gjort så mange funn at kurvene i teorien burde overlappe. Men det vi ser er at det er gjort færre funn på norsk side av en viss størrelse enn på britisk.
-Det gule feltet i figuren fremhever gapet mellom de to landene.
-Vi tror altså at det gjenstår å gjøre flere store funn, men de vil bli gjort i andre type feller enn de klassiske fellene som vi ble kjent med i den tidlige utforskningen, for eksempel fireveis lukninger over saltdiapirer eller treveis lukninger på forkastningsblokker.
Ekofisk-feltet er et eksempel på det første, mens Statfjord er et eksempel på det andre.
-Store fremtidige funn tror vi kommer til å bli gjort i stratigrafiske feller, og Johan Sverdrup er et eksempel på et slikt gigantfunn.
-Men for stratigrafiske feller er risikoen større, så vi må være forberedt på å bore mange flere tørre brønner for hvert funn, fremholder Poole. Samtidig jobbes det hardt med å minimere risikoen ved en helhetlig tilnærming av tilgjengelig informasjon og ikke minst økt samarbeid med teknologiselskaper.
Mange av fremtidens mindre funn vil derimot bli gjort i klassiske forkastningsblokker, og disse er forbundet med mindre risiko. Samtidig viser grafen hans at det også gjenstår å finne mange små funn.
-Med dagens lave oljepris og høye kostnadsnivå kan vi imidlertid risikerer at mange av disse ikke vil være kommersielle.
-Ville det hjelpe å endre de fiskale betingelsene for mindre funn på norsk sokkel, spurte David Poole retorisk til slutt i sitt foredrag.

Screen Shot 2016-01-05 at 21.49.11

Source: Spike internal data

COMMENTS

WORDPRESS: 1
  • comment-avatar
    Dag A Karlsen 5 år ago

    Interesting article and the potential is obviously there for future discoveries – far into the future. The Norwegian sector is in fact severely under-explored, as perfectly illustrated in the article.
    Authorities should in such dire straits as with the current oil price – stimulate the industry.
    Let us hope that we avoid seeing the same headlines as in 1989 – “Sell out the Shelf before the Oil Price hits rock bottom at 0 (nill) USD”. This is not that long ago….and shortly after the oil price spiked and was high for many years to the benefit of companies, the state and the Nation.
    In addition to trapping style and type of trap, it is often overlooked as part of the fundamentals that the main difference between – say the North Sea/Norwegian Sea and the Hanifa-Arab petroleum system is the “Preservation Potential”.
    Source rocks in the North Sea/Norwegian Sea/Barents sea outclass the main source rock in the Hanifa-Arab system. But the latter wins – hands-down, in terms of field size and preservation potential.
    We will enter a new exploration phase on the NOCS when companies and NPD address systematically, and based on a “Petroleum System Basis” exploration on stable platforms and proximal parts of basins, and Johan Sverdrup as well as Gohta/Alta are prime examples.
    There are also several other key elements which “make these plays work” and I feel that huge discoveries will be made in the future based on these key elements.
    Until we see the fall out of the “fight for market shares” – Saudi v US-Shale oil/gas, and the proxy-war in Syria – with suppliers eventually coming to terms based on their common interests, the oil price will fall temporarily as in previous periods.
    A more reasonable balance between supply and demand may come in 2017 with rising prices according to those who follow closely these matters. The bottom line is that with 11 billion people in 80 years from now, a steadily increase in petroleum consumption, up 40-50% from now already in 2035 (IEA/bp & others), will we again see new peak oil scenarios.

  • X