Nytt håp for dansk sokkel

Den 7. konsesjonsrunden ble utlyst i mai. Et dypt oljevindu i Sentralgrabenen kan være det som skal til for å øke interessen for dansk sokkel.

Danmark er en oljenasjon. Faktum er at danskene er selvforsynt med olje, og Danmark er det eneste landet i EU som er i denne heldige situasjonen. Den daglige produksjonen utgjør ca. 200.000 fat per dag (2012). Toppen ble nådd i 2004 med 390.000 fat per dag. Til sammenligning er den norske oljeproduksjonen ca. 1,9 millioner fat per dag.

Nå har de danske myndighetene gjennom Energistyrelsen varslet en ny konsesjonsrunde – den 7. i rekken. Målet er å gjøre kommersielle funn som i seg selv kan bidra til å forlenge oljealderen. Nye funn kan imidlertid også bidra til å forlenge produksjonen på eksisterende felt. Årsaken er at den eksisterende infrastrukturen da kan bli utnyttet gjennom hele levetiden. Søknadsfristen er 20. oktober.

Lisensierte blokker i grått. Alt annet areal er åpent i den 7. runden

Lisensierte blokker i grått. Alt annet areal er åpent i den 7. runden

Kildebergart i oljevinduet

–        Ny forskning viser at Farsundformasjonen ligger i oljevinduet ned til mer enn 5000 meters dyp, forteller statsgeolog Peter Britze i De Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark og Grønland (GEUS).

–        Det forklarer noen av de oljefunnene vi har gjort på store dyp de senere årene, utdyper han.

Britze leder reservoargeologisk avdeling i GEUS og har vært med på forberedelsene til den 7. konsesjonsrunden på dansk sokkel. I slutten av mai oppsummerte han de geologiske mulighetene, sett i lys av oppdatert kunnskap, på et seminar for industrien.

Farsundformasjon består av øvre jura skifre og regnes som den absolutt viktigste kildebergarten på dansk sokkel. Tidligere trodde petroleumsgeologene at store deler av den lå i gassvinduet, men nå forteller nye analyser at oljevinduet kan gå ned mot 5500 meter.

–        Vi tror at stort overtrykk forsinker modningen, sier Britze.

–        Vi kan sammenligne med å koke vann høyt oppe i Himalaya. På 8000m bobler det ved 70 grader fordi lufttrykket er lavt. Med høye trykk får vi den motsatte effekten.

Uansett forklaring, dette er svært gode nyheter for dansk sokkel, fordi både kildebergarten og juraiske reservoarbergarter ligger dypt begravd i store områder av Sentralgrabenen. Dette gjelder spesielt i Tail End Graben som derfor er lite utforsket på jura-nivå.

–        Vår nye viten om kildebergartens oljevindu er en driver for 7. runde, mener Britze.

Dominert av DUC

Danmarks landareal består av sedimentære bergarter som ligger under et dekke av kvartære sedimenter. Landet har derfor store grunnvannsreservoarer, og vannforsyningen er praktisk talt 100 prosent basert på grunnvann.

Den tykke, sedimentære lagpakken gjorde at petroleumsgeologene tidlig fattet interesse for å lete etter olje og gass. Den første letebrønnen på land ble derfor boret allerede i 1936, men uten at det ble funnet hydrokarboner.

Utforskningen av den danske kontinentalsokkelen har en like lang historie som den norske, og det første funnet av olje ble gjort i 1966 med brønn A-1, året før Balder-feltet ble funnet. Ekofiskfeltet ble funnet i 1969. Oljefunnet i kritt kalksteiner fra 1966 er senere kjent som Kraka-feltet. Det ble satt i produksjon i 1991 og vil ventelig produsere i minst ti år til.

I de etterfølgende (47) årene har det blitt boret 185 letebrønner og gjort 35 funn av olje og gass. Av disse er 19 satt i produksjon, og i følge prognosene vil Danmarks oljeproduksjon vare i minst 20-25 år til, kanskje enda lenger. Oljealderen kan imidlertid forlenges ved at det gjøres flere kommersielle funn, at marginale felt blir knyttet opp mot eksisterende infrastruktur, og at det blir gjort tiltak for økt oljeutvinning på de produserende feltene.

De opprinnelige, utvinnbare reservene på dansk sokkel utgjør tett opp mot fem milliarder fat oljeekvivalenter (o.e.). Dan, Halfdan og Gorm er de tre største feltene, og til sammen hadde disse tre nesten halvparten av reservene på dansk sokkel. Halfdan-feltet har størst gjenværende reserver.

Alle funnene er gjort i Sentralgrabenen eller i umiddelbar nærhet av denne. Forklaringen er at det er kun i Sentralgrabenen at det finnes en moden kildebergart, og de få funnene utenfor skyldes migrasjon opp fra grabenen og innover Ringkøbing-Fyn-høyden. Konsekvensen er derfor at det meste av dansk sokkel ikke er prospektiv med hensyn på olje og gass. Dette er også bakgrunnen for at dansk lisenspolitikk siden 1997 har skilt mellom områdene øst og vest for 6° 15’’. Øst for denne grensen praktiseres et «åpen dør-system», mens det vest for grensen – med 25 lisenser per i dag – er et lisenssystem som minner om det norske. Nå står altså den 7. runden for tur, etter at den første runden ble gjennomført i 1984, for 30 år siden.

Norges første konsesjonsrunde ble gjennomført i 1965 (neste år det 50 år siden). At danskene kom sent i gang med sine konsesjonsrunder har sammenheng med at industrikonsernet A.P. Møller i 1962 fikk eksklusive rettigheter til hele sokkelen frem til 2042. Med Chevron (den gang Gulf) og Shell som partnere ble så Dansk Undergrunds Consortium (DUC) stiftet året etter. Hensikten med å trekke inn disse to gigantene var å styrke den tekniske kompetansen.

DUC hadde monopol på leting og produksjon frem til 1982, hvorpå selskapet fra 1982 til 1986 ble tvunget til å levere tilbake alt «åpent areal», definert som områder hvor konsortiet ikke hadde gjort funn eller drev aktiv leting. DUC har funnet 86 prosent av reservene på dansk sokkel og står fortsatt for nær 90 prosent av produksjonen. Bare 14 prosent av reservene funnet på dansk sokkel skyldes altså leting på arealer tildelt i de seks konsesjonsrundene etter 1984.

I 2012 gikk statseide Nordsøfonden inn med 20 prosent i DUC-lisensene og alle de andre lisensene.

De seks rundene etter opphevingen av monopolet (den 6. var i 2006) har resultert i mange letebrønner og en rekke funn av olje. Disse 30 årene har likevel ikke vært noen stor suksess, verken for Danmark eller de selskapene som har deltatt, etter som det er gjort få kommersielle funn. Den 6. runden eksemplifiserer dette. De etterfølgende brønnene har hatt en suksessrate på 71 prosent, men alle funnene er små og foreløpig ikke vurdert som lønnsomme å bygge ut. Den 5. runden har resultert i én utbygging. HPHT-feltet Hejre på 5200-6000 meters dyp, og med 171 millioner fat olje i reserver, kommer i produksjon i 2015. Oppstarten vil gi en liten topp i Danmarks produksjonsprofil som for øvrig er nedadgående.

Dermed ikke sagt at dansk sokkel er uinteressant for selskaper som kan nøye seg med små og mellomstore funn. Ny kunnskap, ny og bedre seismikk (flere seismikkselskaper (PGS, CGG, TGS) har bidratt til den 7. runden ved å samle inn nye 2D- og 3D-undersøkelser) og vedvarende høy oljepris gjør at flere oljeselskap er interessert. Under åpningen av den 7. runden i København den 26. mai var 19 oljeselskaper til stede for å høre siste nytt.

Kritt – fortsatt et potensial

–        Det aller meste av oljen er funnet i kritt kalksteiner på to til tre kilometers dyp, forteller Britze.

–        Men det er fortsatt et potensial for ytterligere funn i Maastricht og Danian kalksteiner (tilsvarer Tor- og Ekofiskformasjonen på norsk sokkel), hevder petroleumsgeologen.

Nøkkelen kan være å lete utenfor høydene. Funnet av Halfdan-feltet i 1999 viser for eksempel at det kan ligge store mengder olje i stratigrafiske/dynamiske feller. Halfdan-feltet er med 880 millioner fat i opprinnelig, utvinnbar olje Danmarks nest største felt noensinne.

–        Vi sier at det er en dynamisk felle fordi oljen blir produsert mens den migrerer mor Dan-feltet, sier Britze.

For å finne flere slike feller trengs formodentlig enda mer god seismikk, god forståelse av migrasjonsveiene og – ikke minst – noen modige geologer og noen dristige oljeselskap.

De fleste oljeselskapene i den 7. runden vil nok likevel være mest interessert i enten eldre eller yngre sandsteinsformasjoner. Haken ved mange av de juraiske prospektene vil være at de har både høyt trykk og høy temperatur (såkalt HPHT). Derfor er de kun for de store og ressurssterke selskapene. Tertiære prospekter vil imidlertid ligge grunt og lagelig til for mindre oljeselskap.

Jura – dypt nede

Opptil 3600 meter øvre jura skifer i Tail End Graben forteller at det har blitt dannet store mengder med hydrokarboner. Når det nå viser seg at det meste av skiferen ligger i oljevinduet, er det selvsagt svært positivt. Geokjemiske analyser forteller om type II kerogen som gir god olje, i følge GEUS.

–        Dette er ny kunnskap, og den gir håp om olje på dyp hvor vi tidligere trodde at det bare ble generert gass, fremholder Britze.

Flere funn (hvorav ett, Hejre, blir satt i produksjon neste år) viser også at det finnes reservoarbergarter både av midtre og sen jura alder. Hejre-feltet vil produsere fra øvre jura strandavsetninger, mens feltet Lulita, samt funnene Loke og Broder Tuck produserer fra midtre jura deltaiske og fluviale sandsteiner.

Geokjemiske analyser av en 1000 meter tykk sekvens av øvre jura skifer i Hejre-feltet (Farsundformasjonen) som ligger like inntil norsk sokkel.

Geokjemiske analyser av en 1000 meter tykk sekvens av øvre jura skifer i Hejre-feltet (Farsundformasjonen) som ligger like inntil norsk sokkel.

Mulige reservoarsandsteiner i juralagpakken.  © GEUS

Mulige reservoarsandsteiner i juralagpakken.
© GEUS

Tertiær – enda mer sand

De senere års utforskning av dansk sokkel har vist at den tertiære lagpakken med både grunnmarine og dypmarine sandsteiner også har et hydrokarbonpotensial, om enn ikke like lovende som for krittsekvensen.

Det beste eksemplet er Siri-feltet på Ringkøbing-Fyn-høyden som demonstrerer for alle og enhver at olje har migrert langt vekk – opp mot 70-80 km – fra kildebergarten i Sentralgrabenen (GEO 6/2009; «Dansk dame skaper mote»).

–        Andre funn (R-1, T-1 og Lille John) viser at den tidligere oppfatningen om at tertiær kun består av leire og leirsteiner slett ikke er riktig. Potensielle reservoarsandsteiner finnes i paleocen så vel som lengre opp i lagrekken, forteller Britze.

Et kart over seismiske anomalier (DHI) antyder at det har lekket hydrokarboner inn i de tertiære lagene over store områder.

Gammel (t.v.) og ny kunnskap om tertiær på dansk sokkel. Nå vet vi at tertiær har flere nivåer med reservoarbergarter med potensial for både olje og gass. Flere felt nordvest for Sentralgrabenen (Siri, Nini, Cecilie) produserer fra paleocene og eocene sandsteiner. © GEUS

Gammel (t.v.) og ny kunnskap om tertiær på dansk sokkel. Nå vet vi at tertiær har flere nivåer med reservoarbergarter med potensial for både olje og gass. Flere felt nordvest for Sentralgrabenen (Siri, Nini, Cecilie) produserer fra paleocene og eocene sandsteiner.
© GEUS

Direkte hydrokarbonindikatorer fra seismikk antyder at det finnes ansamlinger av gass eller olje i tertiære lag. © GEUS

Direkte hydrokarbonindikatorer fra seismikk antyder at det finnes ansamlinger av gass eller olje i tertiære lag.
© GEUS

Grunn til optimisme

For dansk sokkels vedkommende har det blitt slått ettertrykkelig fast at det bare kan gjøres kommersielle funn av olje og gass i eller i nærheten av Sentralgrabenen. Grunnen er at det bare er her det finnes en kildebergart som kan avgi olje og gass. Den fremtidige letingen i Danmark vil derfor kun foregå vest for 6° 15’’. Dette er også det området som omfattes av den 7. konsesjonsrunden.

Kritt kalksteiner er reservoar for de største mengdene med olje og gass på dansk sokkel. Flere funn av olje i juraiske og tertiære lag viser imidlertid at det er et potensial for nye funn i både eldre og yngre lag.  Hittil er det imidlertid gjort få kommersielle funn i disse lagene, og resultatet av de to siste lisensrundene er nedslående i den forstand at reservetilveksten har vært liten.

Det er likevel håp om at ny og bedre seismikk kan definere prospekter med utgangspunkt i at den juraiske kildebergarten har et oljevindu som strekker seg ned mot 5500 meter.

Peter Britze leder den reservoargeologiske avdelingen i GEUS og fronter prospektiviteten på dansk sokkel i forkant av den 7. konsesjonsrunden. Her står han foran kartet som han og Ole Valdemar Vejbæk fikk Danmarks Geologipris for i 1996. På basis av mangeårige seismiske studier og kartlegging fremstilte de et landsdekkende geologisk kart for topp pre-zechstein. Foto: Halfdan Carstens

Peter Britze leder den reservoargeologiske avdelingen i GEUS og fronter prospektiviteten på dansk sokkel i forkant av den 7. konsesjonsrunden. Her står han foran kartet som han og Ole Valdemar Vejbæk fikk Danmarks Geologipris for i 1996. På basis av mangeårige seismiske studier og kartlegging fremstilte de et landsdekkende geologisk kart for topp pre-zechstein.
Foto: Halfdan Carstens

X