Støtter tanken om kritt kildebergart TFO 2020 inkluderer 36 nye blokker på dypt vann i Norskehavet.

Støtter tanken om kritt kildebergart

En global, anoksisk hendelse gir håp om kildebergart av kritt alder i Norskehavet. Det er godt nytt for selskapene som er interessert i nytt areal på dypt vann.

I jakten på nye, store olje- og gass funn på dypt vann i Norskehavet vil kritt kildebergart kunne være avgjørende for suksess (geo365.no: 25 år uten gjennombrudd).

Chris Parry, førsteamanuensis ved Universitetet i Stavanger og kildebergartsspesialist i Geoprovider AS, støtter Dag Karlsens vurderinger (geo365.no: «Uomtvistelig kritt alder»). For selv om øvre jura skifre er den dominerende kildebergarten på norsk sokkel, forholder det seg noe annerledes om vi tar et globalt perspektiv inn over oss.

geo365.no: «Mange geologer stiller seg tvilende til at kritt skifre kan være kildebergart i Møre- og Vøringbassenget. Men «harde data» viser at de må være oppmerksomme på skifre som er avsatt senere enn jura tid.»

– Flere studier har vist at det meste av verdens olje- og gass kommer fra kildebergarter i seks forskjellige tidsintervaller, og kildebergarter fra aptian til turonian (midt kritt alder; 125-94 Ma) har generert aller mest petroleum, omtrent 29 prosent iht. en ofte sitert publikasjon fra 1991 (Klemme & Ulmishek), sier Parry.

 Vi finner spor etter denne globale, anoksiske hendelsen i midt kritt i form av kildebergarter også på norsk kontinentalsokkel.

– Hittil er Blodøksformasjonen imidlertid kun påtruffet i tynne lag, og som Dag Karlsen poengterer er letebrønnene boret på strukturelle høyder, mens de best utviklede kildebergartene må forventes å ligge nedflanks, og i de dype, uborede delene av bassengene.

Det finnes imidlertid et betydningsfullt unntak. Parry viser til 6506/11-3 (boret for 28 år siden), rett vest av OMVs Hades/Iris-funn (hhv. Langeformasjonen og Garnformasjonen). Brønnen ligger på Sklinnaryggen, på grensen til Vøringbassenget, og det ble tatt kjerner i Langeformasjonen av cenoman til turon alder.

Analysene forteller om skifre i et 70 meter tykt intervall som hadde gode kildebergartsegenskaper. Totalt organisk innhold (TOC) varierte mellom 0,76 og 4,53 prosent (2,89 prosent i snitt), med en hydrogenindeks (HI) på 38-169 (107 i snitt), og et oljepotensial (S2) på mellom 0,29 og 6,07 mg/g bergart.

– Vi må forvente at laget blir tykkere og rikere på organisk innhold når vi beveger oss ut på dypt vann, helt i tråd med hvordan Iabeformasjonen, den dominerende kildebergarten for mange av dypvannsfunnene i tertiær av turon alder, opptrer offshore Angola.  

– Også for pre-salt funnene i Campos- og Santosbassengene utenfor Brasil er rike skifre av tidlig kritt alder kildebergart, forteller Chris Parry, for riktig å understøtte tanken om at det er nødvendig å ta kritt skifre som kildebergart i dypvannsbassengene i Norskehavet på alvor.

Korrelasjon mellom brønner utenfor Angola viser hvordan kildebergartspotensialet kan variere innen et basseng (litostratigrafi t.v., kronostratigrafi t.h.). Med tilgang til kun proksimale brønner, kunne geologene konkludert med at bassenget ikke har et kildebergartspotensial i det hele tatt. Med tilgang til distale brønner, er det tydelig at en slik konklusjon ville vært forhastet. Ref: Chris Parry, 2017.
© Chris Parry

 

Kjernefoto fra 6506/11-3 som ble boret tett opp til Vøringbassenget. Brønnen beviser tilstedeværelsen av midt kritt kildebergart og – ifølge Chrs Parry i Geoprovider – «even the most vocal opponents of the non-Jurassic petroleum systems cannot deny this piece of hard evidence».
Foto: NPD

 

 

 

X