På dypt vann og langt vest De foreslåtte blokkene for TFO 2020 er vist med rød strek. Polygoner med hvit strek viser hvor TGS har samlet inn 3D-seismikk, mens den gule linjen viser hvor VBPR har samlet inn høyoppløselige seismikk med P-Cable. Den sorte streken viser området som var omfattet av TFO 2019. © VBPR

På dypt vann og langt vest

Med mengder av nye data har geologene blitt mer optimistiske og tror nå det er gode muligheter for store olje- og gassfunn i både Møre- og Vøringbassenget.

Med unntak av Barentshavet nordøst, som ser ut til å være politisk dødt en lang stund framover, er det bare ett stort område på norsk sokkel som er lite utforsket og fortjener betegnelsen «jomfruelig terreng».

Dette er sannsynligvis også grunnen til at årets TFO-utvidelse (TFO 2020) utelukkende omfatter blokker langt vest i Norskehavet der det er et potensial for å gjøre gigantfunn [mer enn 500 millioner fat oljeekvivalenter].

Den bakenforliggende årsak er selvsagt at den høye petroleumsproduksjonen tærer på olje- og gassreservene, og at det er behov for å øke ressursene på norsk sokkel, blant annet for å sikre høy aktivitet i framtiden.

LES OGSÅ: Utvider i vest

Olje og gass i flere nivåer

– Ferske, høyoppløselige 3D-seismiske data som TGS har samlet inn har gitt oss en helt unik sjanse til å se nye muligheter i et til dels ukjent landskap, sier Sverre Planke, geolog og daglig leder i VBPR.

– Når vi så kombinerer disse dataene med både brønndata og bunnprøver, som vi selv tidligere har samlet inn, samt gjør en grundig vitenskapelig tilnærming i et regionalt perspektiv som strekker seg sørvestover og inn i britisk sektor, men som selvsagt også omfatter de rike olje- og gassprovinsene nærmere vår egen kyst, får vi resultater som gir grunn til å se med optimistiske øyne på prospektiviteten i de 36 blokkene som nå er inkludert i den kommende TFO-runden, fremholder Planke.

Sverre Planke. Foto: Stéphane Polteau

VBPR (Volcanic Basin Petroleum Research) har spesialisert seg på å forstå utviklingen av sedimentbassenger som har blitt påvirket av både ekstrusive og intrusive vulkanske bergarter, og gjennom mange år har selskapet opparbeidet global ekspertise som nå kommer svært godt med i utforskningen av petroleumspotensialet i både Møre- og Vøringbassenget.

Både TGS og VBPR har gjennom datainnsamling og geologisk arbeid posisjonert seg til å bli viktige premissleverandører foran årets TFO-runde.

– Vi tror at det er mulig å finne olje og gass på flere stratigrafiske nivåer enn hva oljeselskapene hittil har gjort, og selv om vulkanske bergarter gir noen ekstra utfordringer når det gjelder avbildning, er de på ingen måte til hinder for at det finnes kommersielle olje- og gassforekomster, mener Planke.

Utvider mot vest

Tidligere i år ble det kjent at regjeringen ønsker å utvide TFO-arealet i Norskehavet med totalt 36 blokker fordelt på Møre- og Vøringbassenget og de ytre delene med tilhørende marginer og platåer. Den generelle begrunnelsen for utvidelser av lete-arealene er at regjeringen ønsker «tidsriktig utforskning», samt et jevnt påfyll av nytt areal for å oppnå effektiv utforskning av norsk sokkel.

– Hvert år gjør vi en vurdering av om hvor det er aktuelt å utvide TFO-arealet, og motivasjonen denne gang er langt på vei å finne mer gass i den hensikt å fylle opp rørledningene fra Norskehavet og sørover. Polarled [fra Aasta Hansteen-feltet til Nyhamna utenfor Molde] begynner for eksempel allerede nå å få ledig kapasitet, sier Torgeir Stordal, letedirektør i Oljedirektoratet.

Torgeir Stordal. Foto: Halfdan Carstens

I sin TFO-melding fra mars i år sier regjeringen imidlertid ingenting om hvorfor tre områder (ett i Mørebassenget og to i Vøringbassenget) har blitt plukket ut som spesielt interessante.

At flere oljeselskaper som har lisenser i disse to bassengene har gjort sin innflytelse gjeldende, kan selvsagt ikke utelukkes. Et stort antall blokker på dypt vann, fordelt på henimot 20 lisenser, er nemlig allerede lisensiert, de aller fleste gjennom TFO-rundene fra 2016 til 2019.

Totalt 10 selskaper er involvert på dypt vann, der Equinor og Wintershall Dea sitter på flest lisensandeler.

Ingen av lisenshaverne har imidlertid forpliktet seg til å bore en letebrønn. For flere lisenser skal det tas en beslutning i løpet av dette året, mens andre har betydelig lengre tid på seg før de trenger å bestemme seg. I Shell-opererte PL 1056 med mer enn 9 blokker (4548 km2) i Mørebassenget, må det for eksempel først tas en beslutning i 2023.

Vi velger derfor å tro at regjeringen har lagt spesielt vekt på ønsket om «tidsriktig utforskning» der behovet for å fylle gassrørledningene er en drivkraft, noe som må forstås i lys av at de vestlige delene av Norskehavet er lite utforsket, men også av at det nå foreligger en mengde nye data som gir anledning til å forstå den geologiske utviklingen bedre, og ikke minst prospektiviteten, altså muligheten til å analysere letemodeller og prospekter med moderne geologiske metoder og verktøy.

Denne saken er en del av en lengre artikkel om TFO 2020 og Norskehavet publisert i GEO 04.

COMMENTS

WORDPRESS: 1
  • comment-avatar
    Dag A Karlsen 3 måneder ago

    Det man i dag vet om kritt kildebergarter i området gir en meget positv vinkling på letingen.

    Selv om «Petroleums System Forståelsen» og da særlig migasjonsmodellene for regionen fortsatt er på ett nivå preget av «early days» er det åpenbart at kritt kildebergarter foreligger og at de genererer både olje og gass.

    Eksperimentene er gjort, fakta foreligger.

    Det som kreves er fremfor alt flere brønner og kreative letemodeller.

    Markedet for gass øker jamnt og trutt i hele verden og ikke minst i Europa.

  • X