Siri – dansk dame skaper mote

Trenden er dansk. Nå ønsker geologene i oljeselskapet Noreco å undersøke om letemodellen som gjelder for oljefeltet Siri og flere andre små felt på dansk sokkel er liv laga også i hjemlige farvann.

Danmark er en liten oljenasjon i forhold til Norge. I gjennomsnitt var den daglige produksjonen i 2008 bare 287.000 fat, mens den norske produksjonen var knapt 2,5 millioner fat per dag. Likevel kan vi ha noe å lære av våre vennlige naboer i sør. I dette tilfellet dreier det seg om å overføre kunnskap om en letemodell som har fungert på dansk sokkel, men som foreløpig ikke har gitt uttelling på norsk side.

Parallelt med grenselinjen ligger det på dansk sokkel flere olje- og gassfelt med reservoar i paleocene sandsteiner. Danskene kaller dette Siri-trenden, og så langt er fire felt satt i produksjon: Siri, Stine, Cecilie og Nini. Noreco, ett av oljeselskapene som har grodd opp i kjølvannet av de nye arbeidsbetingelsene på norsk sokkel, har kjøpt seg inn i alle disse feltene som i august produserte ca. 13.500 fat per dag. Med 50 % eierskap ga det en daglig produksjon på drøye 6000 fat per dag til Noreco.
Langt sør på den norske kontinentalsokkelen er det bare funnet olje og gass i Sentralgrabenen. Hydrokarbonene er i all hovedsak ansamlet i kalksteinsreservoarer fra kritt (for eksempel gigantfeltet Ekofisk) eller i sandsteinsreservoarer fra øvre jura (for eksempel Ula og Gyda). I Det norsk-danske basseng, nordøst for Sentralgrabenen, er det på norsk sokkel foreløpig ikke gjort funn i tertiær. I Egersundbassenget er det imidlertid påvist olje og gass bergarter fra jura tid (Yme, Bream, Brisling). På dansk sokkel er det derimot funnet flere mindre felt i paleocene sandsteiner øst for den store grabenen. Illustrasjon: Noreco

Langt sør på den norske kontinentalsokkelen er det bare funnet olje og gass i Sentralgrabenen. Hydrokarbonene er i all hovedsak ansamlet i kalksteinsreservoarer fra kritt (for eksempel gigantfeltet Ekofisk) eller i sandsteinsreservoarer fra øvre jura (for eksempel Ula og Gyda). I Det norsk-danske basseng, nordøst for Sentralgrabenen, er det på norsk sokkel foreløpig ikke gjort funn i tertiær. I Egersundbassenget er det imidlertid påvist olje og gass bergarter fra jura tid (Yme, Bream, Brisling). På dansk sokkel er det derimot funnet flere mindre felt i paleocene sandsteiner øst for den store grabenen.
Illustrasjon: Noreco

Nå vil både Noreco og flere andre norske oljeselskaper undersøke om letemodellen som gjelder for Siri-trenden også kan være gyldig i Det norsk-danske basseng lenger nord. Derfor søkte selskapet om lisensandeler i dette området i den åpne konsesjonsrunden i 2007 (TFO-2007). For Noreco ble det fullklaff. De har fått tildelt andeler i to lisenser (PL 451 og PL 453S), og en hel rekke blokker er nå i ferd med å bli utforsket ved hjelp av moderne data, avansert teknologi og kloke hoder. Én av lisensene skal selskapet selv operere. I den andre er Noreco én av flere partnere med Lundin som operatør.
– Tidlig i utforskningen av norsk sokkel ble det boret flere brønner i dette området. At det ikke ble gjort noen funn, forklarer vi med at brønnene var plassert på feil sted i forhold til letemodellen som gjelder for Siri-trenden, forklarer rådgiver Reinert Seland i det Stavangerbaserte oljeselskapet som ble etablert så sent som i 2005.
– Den gangen gjaldt det å bore på toppen av saltstrukturer. Slike feller var lett å kartlegge, selv med den dårlige seismikken de hadde på 1960 og -70-tallet, og mange andre steder rundt omkring i verden, også på norsk sokkel, finns store felt med denne typen felle. Det var derfor helt naturlig at denne modellen ble prøvd først, legger den erfarne geologen til.
Feltene i Siri-trenden ligger altså ikke over en saltdiapir. For å forstå hva som menes med «feil sted», slik Reinert antyder, må vi derfor først forstå hvordan letemodellen i Siri-trenden fungerer.

Siri-området

Feltet Siri ble funnet i 1995, ble satt i produksjon i 1999 og har vært operert av Dong Energy siden 2002 etter at Statoil solgte det til danskene. Feltene Stine, Nini og Cecilie kom i produksjon i 2003 og 2004. For to år siden, i august 2007, rundet den samlede produksjonen fra feltene 15 millioner m3 eller omtrent 95 millioner fat.

Letemodellen for Siri-trenden

Siricanyonen er dekket med 3D seismikk, og det er boret mer enn 20 letebrønner innenfor dette smale, langstrakte «dalføret». Geologene har derfor fått god forståelse for den geologiske utviklingen av petroleumssystemet (sammenhengen mellom kildebergarten, reservoarbergartene, migrasjon av hydrokarboner og fellene).
Vi kan forestille oss at Siri- feltet ligger i en bred dal. Dalsidene består av kritt (kalkstein), de samme krittbergartene som er så viktige som reservoar for oljefeltene i Ekofisk-området, mens selve dalen er fylt opp med store mengder sand som senere har blitt herdet til en god reservoarbergart. Dalen er omtrent 200 m dyp, 15-20 km bred, og går parallelt med den dansk-norske grensen helt inne fra Stavangerplattformen og ut til Sentralgrabenen, en strekning på mer enn 150 km.
Lenger nord, inne i Det dansk-norske basseng på norsk sokkel, finner vi et lignende dalføre (canyon), bare mye, mye bredere. Den har fått navnet Vidarcanyonen, og det er her og i forlengelsen av Siricanyonen at Noreco og flere andre selskaper har fått tildelt andeler i to lisenser.
Sanden som har fylt opp de to dalførene kommer opprinnelig fra de krystallinske bergartene på det norske fastlandet. Store elver dro med seg silt, sand og grus ut på Stavangerplattformen, og det er herfra at kraftige turbidittstrømmer først formet dalene utenfor sokkelkanten, og deretter fylte dem inn med sand som ble fraktet fra grunt til dypt vann.
Sandavsetningene i de to dalførene har store likhetstrekk med paleocene og eocene reservoarbergarter sentralt i Nordsjøen, med kjente felt som for eksempel Frigg og Forties. Den store forskjellen er at Shetlandsplattformen i vest er kildeområdet for sanden sentralt i Nordsjøen. I vårt tilfelle kommer altså sanden fra øst.

Først Siri, så tre til

Den første interessen for Siricanyonen daterer seg tilbake til 1980-tallet. På ett av de mange prospektene ble det den gang påvist både 4-veis lukning og en flatflekk (direkte hydrokarbonindikator) innenfor den samme lukningen. Både lukningen og flatflekken kan sees på gammel 2D-seismikk. På tross av dette tok det lang tid før det ble boret en letebrønn. Årsaken var den store avstanden til kildebergartsområdet i Sentralgrabenen. Den tilsa nemlig at risikoen for at det ikke skulle være olje i prospektet ble ansett for å være svært høy, men boringen ble også utsatt fordi geofysiske analyser av flatflekken indikerte at den kunne representere en gass/vann-kontakt og ikke en olje/vann-kontakt, og gass var mye mindre interessant enn olje.
Siri 1 var den første letebrønnen i den nesten 100 km lange canyonen. Brønnen ble boret i 1995, og den hadde som formål å treffe flatflekken og det som helt korrekt ble antatt å være paleocene sandsteiner. Brønnen traff 21 m med oljefylte sandsteiner som tilhører Heimdalformasjonen. Sandsteinene har svært høy porøsitet (30-35 %) og god permeabilitet (10 mD-1 D).
– Dypmarine sander har som regel gode reservoaregenskaper, opplyser Reinert.
Den første brønnen, i det som senere er blitt kjent som Siri-trenden, beviste dermed at olje kan migrere flere titalls km langs permeable sandsteiner. Siden er det påvist olje både vest og øst for Siri, og det østligste funnet er gjort hele 75 km fra de modne kildebergartene i øvre jura i Sentralgrabenen. I de nesten 15 årene som er gått siden det første funnet, har det blitt boret 23 letebrønner, gjort ni funn, hvorav fire er satt i produksjon. Et femte funn, Nini East, er i ferd med å bli utbygd.
Fellene langs Siri-trenden skyldes at sammenpresningen (kompaksjonen) av sandsteinslegemene og lagene med leirstein har vært forskjellig. Leirsteinene som ligger rundt sandene blir mer sammenpresset enn sandsteinene, og på den måten blir det dannet 4-veis lukning uten påvirkning av tektoniske krefter.

Produksjonslisens 451

Produksjonslisens 451 ble tildelt i januar 2008 som en del av TFO 2007. Lisensen omfatter deler av de tre blokkene 9/11, 9/12 og 10/10 og utgjør totalt 1014 km2. I hht. tilbudet fra Olje- og energidepartementet forplikter deltagerne seg til å samle inn minimum 400 km2 3D seismikk, og de må ta en beslutning om boring eller tilbakelevering innen tre år etter tildeling. En slik beslutning er ennå ikke tatt. I tillegg til Noreco (40 %) er Det norske (40 %) og Rocksource (20 %) lisensdeltakere.

Fulgte tyngdeloven

Vi kan derfor oppsummere letemodellen i Siri-trenden slik: (1) øvre jura kildebergarter i sentralgrabenen modnes i tertiær og danner olje, (2) i paleocen strømmer turbiditter fra grunt vann og graver en canyon i kalksteiner som ligger på dypere vann, deretter avsettes dypmarine vifter i den samme canyonen, (3) avsetning av leirsedimenter i eocen som blir gode takbergarter når de herdes til leirstein og skifre, (4) ulik sammenpresning av sand og skifer og påfølgende felledannelse senere i tertiær, (5) og til slutt migrasjon av olje fra Sentralgrabenen langs kontinuerlige sandsteinslegemer i canyonen (vi kan tenke oss sandsteinene som en bred rørledning fra grabenen i vest og reservoarene i øst).

– De aller første brønnene på norsk sokkel ble boret på saltstrukturer, og i dette området – langt innefor Sentralgrabenen hvor saltdiapirisme er viktig for felledannelse – var resultatet kun tørre brønner. Nå vet vi at det langs Siri-trenden ble avsatt sand fra strømmer som fulgte tyngdeloven og selvfølgelig styrte rundt høydedragene. Derfor vil det ikke være sand på toppen av strukturene, i stedet vil den ligge i de laveste områdene på siden av saltstrukturene, forklarer Reinert.

Etter mange år med seismikk, letebrønner og mange geologiske studier kjenner vi nå altså letemodellen for Siri-feltet og flere andre oljefelt inne på dansk sokkel. Så langt er det likevel alstå ikke funnet et eneste felt i Siricanyonen der den løper på norsk side inn mot Stavangerplattformen.

Seismisk linje i Det norsk-danske basseng med tilhørende geologisk tolkning som antyder paleocen hydrokarbonakkumulasjon. Linjen ligger på tvers av den retningen som sanden ble transportert fra øst mot vest. © Noreco

Seismisk linje i Det norsk-danske basseng med tilhørende geologisk tolkning som antyder paleocen hydrokarbonakkumulasjon. Linjen ligger på tvers av den retningen som sanden ble transportert fra øst mot vest.
© Noreco

Siri som analog

En sen søndags ettermiddag sommeren 2007 satt en av de danske geologene i Noreco og bladde gjennom en mengde seismiske data. Han hadde tidligere jobbet med Siri-feltet og visste godt hvordan seismikken så ut her. Møysommelig og metodisk jobbet han seg gjennom linje for linje. Plutselig måtte han gå tilbake i bunken. Hva var det han hadde sett? Hadde det lurt seg inn en linje fra Siri-feltet? Neppe, men etter å ha sett nøyere etter, viste det seg at likheten mellom seismikken over Siri-feltet og denne linjen var slående. Dette måtte undersøkes nærmere.

– Det han hadde funnet var en Siri «look alike», forklarer Reinert. – Likheten mellom det danske feltet og dette prospektet var med andre ord slående, inklusive en flatflekk som er en direkte indikasjon på at det ligger gass eller olje over vann.

– Oppdagelsen var startskuddet på et arbeid som endte opp med at vi søkte på tre blokker i området som dekker lisens 451, og sammen med tre andre selskaper søkte vi på 7 blokker lenger vest. I området mot vest (lisens 453S) har vi ikke påvist noen Siri «look alike». Søknaden er derfor kun basert på en geologisk ide om at det er avsatt sand i dette dalføret også, forklarer Reinert.

– Vi har likevel stor tro på at det finns sand her. Vi betrakter migrasjon som den største risikofaktoren.

Videre arbeid

Noreco har sammen med partnerne takket ja til tilbudet fra Olje- og energidepartementet om å utforske lisens 451 på de betingelsene myndighetene har satt.

– Det har derfor blitt samlet inn totalt ca 3600 km2 med 3D-seismikk. Denne dekker begge de to lisensene som Noreco er med i, slik at vi får et kontinuerlig datasett over hele det prospektive området, forklarer Reinert.

Detaljerte geologiske og geofysiske studier er neste skritt, og deretter kanskje enda mer datainnsamling. Det går likevel en grense for hvor mye data og hvor mange studier som kan gjøres, for innen tre år må lisenshaverne bestemme seg for om de vil bore en brønn eller ikke. Hvis ikke, må lisensen leveres tilbake i sin helhet. Bestemmer de seg derimot for å bore en brønn, kan de beholde lisensen i enda mange år. Og hvis det blir gjort et funn, kan selskapet beholde lisensen så lenge som produksjonen pågår.

– Det vil ta noen år før vi får svar på om vi kan påvise en ny oljetrend på norsk sokkel. Men hvis vi gjør det, kan vi takke danskene for god hjelp, smiler Reinert Seland.

Noreco

Noreco er med ca. 11.500 fat per dag Norges nest største oljeselskap målt i produksjon. Selskapet utforsker sokkelen, utvikler felt og produserer olje og gass i norsk, dansk og britisk sektor av Nordsjøen, men har også, særlig etter 20. runde, skaffet seg en solid posisjon utenfor Midt-Norge og én lisens i Barentshavet. Siden etableringen i 2005 har Noreco vokst raskt gjennom oppkjøp og tildeling av lisenser og har nå 54 letelisenser, 18 funn med reserver på til sammen 102 millioner fat oljeekvivalenter, 7 felt i produksjon med 32 millioner fat olje i reserver, mens 1 er under utbygging. Noreco er notert på Oslo Børs. Mer informasjon på www.noreco.no.

VÆR MED OG SPRE GEOFAGLIG KUNNSKAP - DEL DENNE ARTIKKELEN!

Newer Post
Older Post
X