Oljefeltet som ble «company maker»

– Alvheim ligger over et stort kjøkken i Vikinggrabenen hvor det har blitt dannet enorme mengder med olje, og derfor har vi «alltid» hatt en god tro på dette området, forteller Hans Oddvar Augedal.
Augedal startet karrieren som oljegeolog i Saga Petroleum og jobber i dag som produksjonsgeolog i Lundin Norway. Men da lisens 203 ble plukket opp i 2000 var han sjefsgeolog i DNO. Siden 2004 har han jobbet i Lundin som er partner i Alvheim. Feltet har sammen med Volund (GEO 08/2016; «Et spektakulært reservoar») langt på vei vært drivkraften i Lundins suksess på norsk sokkel.
– Alvheim har gitt oss kontantstrøm og anledning til å satse på leting, sier Augedal.
Historien om Alvheim er en historie om at leting krever utholdenhet, og at man ikke må gi opp før alle eventualiteter er undersøkt. Derfor tar vi et lite tilbakeblikk på «the story behind the discovery».
Startet med lite funn
Det var Norsk Hydro som opprinnelig var operatør (med Statoil, Conoco og Amoco (senere BP) som partnere) for lisens 203. Den første brønnen ble boret i 1997, og 25/7-5 Kobra fant seks meter med oljemettet reservoar.
Kontakten mellom olje og vann ble imidlertid ikke funnet, men funnet ble vurdert som lite.
Brønn 24/6-2 Kameleon ble så boret i 1998 på et annet prospekt lengre mot nord og påtraff en 52 meter tykk sone med gass over 17 meter med olje i paleocene sandsteiner tilhørende Heimdalformasjonen.
Reservoarkvaliteten var i all hovedsak utmerket, og en produksjonstest demonstrerte til fulle at både olje og gass kunne strømme fra reservoaret. Men det var likevel gjengs oppfatning at det var funnet gass over en tynn sone med olje som kunne gjøre det vanskelig å produsere den. Antagelsen om at det var gjort et gassfunn passet godt med at gassfeltet Heimdal var nærmeste nabo.
Da funnbrønnen ble boret i 1998 var det 3 lisenspartnere i tillegg til operatøren Norsk Hydro. Av disse er det kun Conoco (ConocoPhillips) som fortsatt er med. Bakgrunnen for at Lundin ble partner i lisensen er litt spesiell.

Nytt selskap
I forbindelse med at Saga Petroleum ble fusjonert inn i Norsk Hydro 31.12.1999, valgte flere sentrale medarbeidere å starte på nytt. Industrikulturen i Norsk Hydro skremte. Augedal var en av dem som vegret seg. Det samme gjorde Hans Chr. Rønnevik og 3 andre. Femmerbanden kalte de seg.
Det var imidlertid ikke lett å finne pengesterke nordmenn som ville satse på dem i en tid med lav oljepris. Til slutt framstod DNO som en god arbeidsgiver, og fra 1. januar
2000 startet arbeidet med å etablere DNO med sine 10 ansatte som det aller første «småselskapet» i Norge. Det ble også innledningen til en ny æra i utforskningen av olje og gasspotensialet utenfor kysten. Antall oljeselskap på norsk sokkel økte raskt fra ca.15 til 50.
Noe av det første det nye selskapet gjorde var å kjøpe en liten andel i Jotun- feltet, samt inngå en avtale om å overta BPs andel i lisens 203 som omfattet deler av blokkene 24/6, 25/4 og 25/7. Avtalen ble inngått bare elleve måneder etter oppstarten. Almanakken viste november 2000.
– Funnet på Kameleon i denne lisensen var for lite for BP. Det hørte således ikke med til selskapets kjerneområde, forklarer Augedal.
– Vi foreslo derfor en avtale det var vanskelig å si nei til. Vel vitende om at BP Norge sterkt ønsket å bore et prospekt i Sentralgrabenen, men at ønsket ikke ble etterkommet av BP sentralt, tilbød vi å bære selskapet i én brønn mot å få eierandeler i flere av deres lisenser.
Det hører med til historien at brønnen som Lundin hjalp BP med å bore var tørr.
Da DNO-teamet var etablert og lisensen på plass, var det ikke snakk om å slå seg til ro med at funnet fra 1998 hovedsakelig inneholdt gass. Geologene og geofysikerne gikk på med krum hals, så på dataene med nye øyne og gjorde seg til pådrivere for ny utforskning av strukturen.
– I ettertid vet vi også at seismikken ikke skiller mellom olje og gass, sier Augedal som forklaring på at oljepotensialet den gangen ble undervurdert.
Med DNO som initiativtaker ble oljeutbygging utredet, og det ble besluttet å bore en avgrensningsbrønn på Kobra i et forsøk på å se om oljereservene kunne forsvare en større investering. Til alles skuffelse var brønn 25/7-6, boret høsten 2000, tørr. I dag skjønner vi hvorfor. På den tiden trodde alle at det tidligere funnet på Kobra (25/7-5 fra 1997) var i dypmarine sandsteiner. Sannheten er at reservoaret består av injeksjonssander (GEO 08/2016; «Et spektakulært reservoar»). Da avgrensningsbrønnen ble planlagt var altså den geologiske modellen gal.
– Konsekvensen av den tørre brønnen var uansett at det igjen ble snakk om en gassutbygging, og dermed mistet Norsk Hydro interessen, minnes Augedal.
– Hydro ville gi fra seg hele greia fordi man antok at det var mest gass, mens vi – som nytt selskap på norsk sokkel – var i en helt annen situasjon. Vi så fortsatt et potensial for både olje og gass i dette området, forklarer Augedal.
Sett i ettertid var dette en riktig vurdering. De utvinnbare reservene i «Stor-Alvheim», herunder feltene Volund, Viper, Kobra og Bøyla, foruten Alvheim, er i ferd med å nærme seg 500 millioner fat oljeekvivalenter.
Flere sceneskifter
I 2002 kommer så Marathon på banen og kjøper først Petoros 30 % andel i lisensen (som igjen var overtatt fra Statoil) og deretter Norsk Hydros 35 % andel. Marathon blir operatør med 65 % andel. På det tidspunktet var Marathon kun til stede på norsk sokkel med en liten andel i Heimdal-feltet. Men med de norske skattereglene, der leteutgifter kan trekkes fra inntektene fra produksjon, var det attraktivt å engasjere seg i letevirksomhet.
Forståelsen var nå at Kameleon-funnet hovedsakelig var gass, og operatøren Marathon planla en gassutbygging. Motivasjonen lå blant annet i å fylle ledig kapasitet på Heimdal-plattformen og bygge ny gass rørledning til UK.
Til tross for skuffelsen på Kobra hadde geologene i DNO fortsatt tro på at det var olje i området, merkelig nok (!), og det var flere prospekter som kunne undersøkes. To letebrønner i 2003 var derfor svært kritiske. Så kom de gode nyhetene. Prospektet 25/4-7 
Kneler ble et rent oljefunn, mens 24/6-3 Boa på grensen til UK påviste en tykkere «oljelegg» under noe gass.
– Da var det ikke lenger noen tvil om at Alvheim skulle bli bygget ut som et oljefelt, sier Augedal.
Femmerbanden tilhørte fortsatt DNO, men nå hadde svenske Lundin Petroleum med hovedkontor i Genève begynt å fatte interesse for norsk sokkel. Lundin kjøpte seg først inn i OER som satset på å kjøpe små andeler i produserende felt, men Torstein Sannes og Hans Chr. Rønnevik (GEO 03/2013; «Geologer med teft») klarte å overtale dem til å satse på leting i stedet. De mente at det var her den store verdiskapingen lå.
– Lundin kom inn i lisensen i 2004 da det svenskeide selskapet kjøpte nesten alle DNOs andeler på norsk sokkel, herunder 15 % i lisens 203 med Alvheim-funnet og 35 % av Volund.
Ironisk nok var det nettopp suksessen med Alvheim som fremtvang dette salget. DNO hadde vanskeligheter med å finansiere den kostbare utbyggingen av feltet som nå stod for tur. Det var mer fristende for selskapet å «cashe inn» på de gode resultatene enn å ta opp lån.

Bedre enn forventet
I 2004 leverte Marathon en Plan for Utbygging og Drift (PUD). I den antok operatøren at feltet ville produsere 184 millioner fat oljeekvivalenter i løpet av levetiden. Augedal smiler godt når han forteller at Alvheim nådde det volumet allerede etter fem år. Feltet produserte langt mer enn forventet.
– Alvheim fremstår derfor som et eksempel til etterfølgelse for alle som driver med leting etter olje og gass. Det handler blant annet om ikke å ta etablerte sannheter for god fisk.
– Det er også interessant å registrere at selskapskonstellasjonene i løpet av disse årene har forandret seg. Det har vært 4 operatører (Norsk Hydro, Marathon, Det norske og AkerBP). Således kan man si at «selskaper forgår, men kompetansen består». God kontinuitet i prosjektteamene både hos operatører og partnere har sikret kompetansen i Alvheim- området, fremholder Hans Oddvar Augedal som i dag følger opp det Aker BP-opererte feltet på vegne av Lundin.
For vår egen del legger vi til at funnet av Alvheim fremstår som et skoleeksempel på at geologene må lete etter mer olje der det beviselig har blitt dannet mye olje.