Krever større funn Relativt få letebrønner over et stort geografisk område i kombinasjon med lite infrastruktur er grunnen til at det så langt ikke er gjort mange økonomisk drivverdige funn i Barentshavet. Kart: norskpetroleum.no

Krever større funn

Kun 11,5 prosent av letelisensene i Barentshavet har resultert i produksjon. Området har ikke innfridd forventningene, sier NTNU-professor i en sak på nrk.no.

Ifølge Oljedirektoratets (OD) siste ressursrapport var det per 31. august 2019 85 felt i drift på norsk sokkel. Kun to av disse er i Barentshavet (Snøhvit og Goliat). Et tredje, Johan Castberg, skal etter planen settes i drift i 2023 av Equinor og partnere Vår Energi og Petoro. Wisting-funnet vil trolig også bygges ut.

OD mener mesteparten av de uoppdagede ressursene på norsk sokkel befinner seg nettopp i Barentshavet.

LES OGSÅ: Tror fortsatt på Barentshavet

– Barentshavet har ikke levert så mange felt og funn som den sørlige delen av norsk sokkel. Sånn sett har ikke dette innfridd den forventningen man trodde opprinnelig på 80-tallet, sier Egil Tjåland, leder ved Institutt for geovitenskap og petroleum ved NTNU, i en sak på nrk.no.

Egil Tjåland. Foto: Ronny Setså

Tjåland understreker at det i Barentshavet er boret langt færre brønner i Barentshavet enn i Nordsjøen og at det er lettere å finne gode felt blant de mange funnene i sør.

– Det har vært aktivitet kortere enn i Nordsjøen, det er boret atskillig færre brønner på et stort geografisk område, og det må større funn til for å få til en lønnsom utbygging fordi det er begrenset med infrastruktur i Barentshavet, sier Kristin Færøvik, administrerende direktør i Lundin Energy Norway til nrk.no.

Lundin Energy har gjort betydelige funn i Alta- og Gohta-prospektene, men tidligere i år la selskapet funnene på is fordi flere ressurser må til før en utbygging kan forsvares økonomisk.

– I Nordsjøen kan vi bore på et mye mindre ressursgrunnlag. Altså prospekter som er i størrelsesordenen 20–30 millioner fat kan bli bygget ut, hvis det ligger i nærheten av et eksisterende, produserende felt, sier Færøvik videre til nrk.no.

NCS Exploration – Recent Discoveries 2020

Lundin Energy Norway presenterer Alta-Gohta-funnene under konferansen NCS Exploration – Recent Discoveries 2020 i Stavanger 14. – 15. oktober.

PROGRAM OG REGISTRERING

Færøvik mener de kommende utbyggingene i Barentshavet kan bedre situasjonen.

– Når Castberg kommer i drift, vil det nok utløse videre leting på mindre strukturer rundt feltet. Og det samme kommer sikkert til å skje når Wisting kommer i drift, hevder hun til nrk.no.

COMMENTS

WORDPRESS: 1
  • comment-avatar
    Dag A Karlsen 2 måneder ago

    Etter røffe estimat fra sist (2018) vi regnet på dette viser en relativt høy – internasjonalt sett – eksplorasjon suksess med 38% funnrate. Dette er overhodet ikke dårlig i noen som helst sammenheng.

    Man må også huske på at i perioden 2000 til 2011 forelå det kun 53 letebrønner, noe som ikke er meget når det gjelder å forstå geologien, oppløft, tilting og migrasjon samt remigrasjon i et område som dekket 245 000 kvadratkilometer.

    Man kan si man geologisk sett – kun har «pirket» i regionen og likevel hatt en formidabel suksessrate på 38%.

    Som kommentert i artikkelen er det et annet spørsmål hva som er kommersielt gitt varierende oljepriser og signaler fra myndigheter. Hva som «innfrir» må sees også på dette grunnlaget.

    Historisk må vi tenke på at hele Midt-Norsk sokkel ble antatt å være kun en gassprovins – etter Midgardfunnet på 80tallet– og delvis avskrevet i 9 år – og hele Halten Vest ble avskrevet som tørr pga overtrykk – før Kristin og Lavrans funnenne og seinere alle de andre funnene.

    Eksplorasjon går altså i «hopp» eller «sparng» og er sjeldent lineært.

    Grunnet oppløft er situasjonen for bevaringspotensialet i brønnen i deler av Barentshavet helt annet enn i Vikinggraben og Sentralgraben, og allerede Augustson mf i Norsk Hydro viste i 1992 til at det hadde vært olje i de aller fleste brønner – inkludert de – den gang tørre – noe alt vårt arbeid seinere har kunnet dokumentere til gangs. Regionen har minst 3 kildebergarter i absolutt verdensklasse med en mulighet for ytterligere to. Dette er unikt i verdenssammenheng.

    Risikofaktoren for «bevaringspotensialet» i feller utgjøres stort sett av den negative effekten av uplift, men man må huske at også Onshore USA og eksempelvis Saudi-Arabia og Iran er regioner med oppløft –og ikke akkurat mangel på olje/gass. Mange mindre funn i Norsk del av Barentshavet ville vært «gullgruver» onshore i USA.

    Det hører også med at Norge etter delingen ikke har tilgang til det enorme petroleumskjøkkenet og migrasjonsregimet i forlandsbassenget vest for Novaya Zemlya – regionen med kolossale gass og kondensatfunn som også er en del av Barentshavet, og at regionene omkring Maud og Olga bassengengene så langt bare delvis er undersøkt.

    Store områder gjenstår – letemessig – mer enn 245 00 kvadratkilometer (øket til c 332 000 kvadratkilometer etter avtalen med Russerne)– og sammenlignet med Nordsjøens (norsk del) 130 000 kvadratkilometer er det klart at brønntettheten (c 135 letebrønner til 2018), så langt er uhyre lav i Barentshavet.

    Regionen er fortsatt umoden, infrastruktur må på plass og modifiserte og rafinerte letemodeller vil fortsette å gi funn!

  • X