Straks inne i reservoaretDet er så langt gjort to betydelige funn i paleozoisk karbonater i Barentshavet: Gohta (2013) og Alta (2014). Neiden-prospektet har tilsvarende letemodell, men brønn 7220/6-2 R ser ut til å påvise mindre volumer enn forventet. Kartografi: npd.no

Straks inne i reservoaret

Lundin gjør et forsøk på å finne enda mer olje på Lopphøgda. «Kjentfolk» har stor tro på prospektet.

Etter at Lundin nå har avsluttet boringen av avgrensningsbrønnen på Alta, er selskapet i gang igjen med prospektet Neiden.
– Jeg har god tro på at det blir funnet kommersielle mengder med olje i denne brønnen, sier Geir Elvebakk. Han sikter til Lundins brønn 7220/6-2 på prospektet Neiden, tidligere Obelix, på Lopphøgda.
Elvebakk har jobbet med Barentshavet i 32 år og kjenner Neiden-prospektet og resultatene fra brønn 7220/6-1 Obelix godt. Brønnen ble boret av Norsk Hydro i 2005, den gang han var ansatt i Statoil, og han var selv med på å definere borelokaliteten. Brønnen representerte en re-åpning av letevirksomheten i Barentshavet.

Hydrocarbon Habitats
Upper Paleozoic Carbonates on the NCS: An Emerging Play

– Brønnen påviste en ca. 290m tykk sone med gode spor av olje. Strukturen var i tillegg fylt til spillpunkt (mot nord), hvilket betyr at den har en ca. 470m tykk kolonne til toppunktet på strukturen.
Men operatøren var noe betenkt i forkant av boringen.
– Seismikken viste at det var mye karst i dette området, og man fryktet for at brønnen skulle treffe «superpermeable» karstifiserte karbonater under anormale trykkforhold og dermed forårsake en utblåsning.
Elvebakk forklarer at bakgrunnen for frykten blant annet var ervervet kunnskap fra en feltekskursjon til Svalbard hvor både geologer og boreingeniører fikk se karstifiserte karbonater på nært hold. Det ble derfor satt svært strenge sikkerhetskrav under boringen av 7220/6-1.

Seismisk linje fra NW til SE gjennom Neiden-prospektet på Lopphøgda. Brønn 7220/6-2 borer gjennom trias skifre og sandsteiner før den går inn i paleozoiske karbonater under den sterke reflektoren på ca. ett sekund toveis gangtid. Brønnens TD var i kaledonske bergarter som også representerer bunnforseglingen i prospektet. Lundins prospekt Neiden er det samme som Norsk Hydro boret i 2005 og som ble kalt Obelix. Avstanden mellom de to brønnene er ganske nøyaktig to kilometer. © MCG

Seismisk linje fra NW til SE gjennom Neiden-prospektet på Lopphøgda. Brønn 7220/6-2 borer gjennom trias skifre og sandsteiner før den går inn i paleozoiske karbonater under den sterke reflektoren på ca. ett sekund toveis gangtid. Brønnens TD var i kaledonske bergarter som også representerer bunnforseglingen i prospektet. Lundins prospekt Neiden er det samme som Norsk Hydro boret i 2005 og som ble kalt Obelix. Avstanden mellom de to brønnene er ganske nøyaktig to kilometer.
© MCG

Tror på reservoar
Elvebakk forteller videre at Obelix-brønnen påtraff dolomittiserte varmtvannskarbonater tilhørende Ørnformasjonen i Gipsdalengruppen av sen karbon alder, og at porøsiteten i karbonatene var 12-13 prosent, men at permeabiliteten var lav.
Forklaringen på det siste er at brønnen med vilje ble plassert der det var minst sannsynlighet for å påtreffe godt reservoarer, inklusive karst, for å minimalisere risikoen for en utblåsning. Brønnen ble derfor boret inn i laguneavsetninger, omgitt av polygonale nettverksrev, hvor en forventet finkornet dolomittslam med lav permeabilitet, slik både feltanaloger og andre brønner viser.
– Dette blir omtrent som om en skulle berike seg på oljen i Snorre-feltet ved å bore i skifre avsatt på lavpermable flomsletter i stedet for permeable, sandfylte fluviale kanaler like ved, sier Elvebakk.
– Obelix-brønnen ble med andre ord boret der man ikke kunne forvente gode reservoaregenskaper, noe som stemte siden vi fant finkornete dolomitter, forklarer Elvebakk.
Han viser også til oljefelt i Russland som produserer fra revfasies og har oljemetning i reservoarene på mellom 60 og 80 prosent. I de tilgrensende lagunene er metningen lav, typisk mellom 20 og 40 prosent, og hvor trykkmålinger indikerer at reservoaret er vannfylt. Obelix-brønnen viste også, ifølge de offisielle trykkmålingene, vanngradient, og at oljemetningen i brønnen varierte mellom 20 og 40 prosent.
Lundin borer nå 7220/6-2 på samme struktur for å undersøke om prospektet kan ha bedre karbonatreservorer enn det som ble funnet i brønn 7220/6-1. Likevel er det selvsagt beheftet med risiko.
– Jeg er mest redd for at det ikke er et godt segl, sier Elvebakk.

Tror på kilde
Geir Elvebakk imidlertid sikker på at det finnes en god og moden kildebergart i nærheten. Og han mener hydrokarbonene vil komme fra Steinkobbeformasjonen av trias alder, og her får han full støtte fra en av de som kan mest om kildebergarter i Barentshavet.
– 7220/6-1 Obelix påtraff residuelle hydrokarboner og gode spor av olje i Ørnformasjonen, og geokjemiske analyser av oljeprøver viser svært lette karbonisotopverdier og et betydelig innslag av en biomarkørgruppe som bare finnes i oljer fra tidlig jura og pre-juraiske kildebergarter, forteller Torbjørn Throndsen i TORENA.
Throndsen har vært engasjert i kildebergartsproblematikk i Barentshavet helt siden han jobbet i Saga Petroleum og resultatene fra den første brønnen kom i 1980.
– Denne kombinasjonen indikerer i hovedsak en triassisk kildebergart for oljeprøvene, og da er det mest sannsynlig at det er Steinkobbeformasjonen som er kildebergart. Tolkningen understøttes av grunne boringer på Svalisdomen, litt nordøst for brønnen, der formasjonen har gode egenskaper og betydelig mektighet, forteller han.
De to geologene er derfor enige om at både 7220/6-1 Obelix og 7220/6-2 Neiden befinner seg i et område hvor betingelsene er gode for en mektig oljegenererende kildebergart i midtre trias (Steinkobbeformasjonen), og det er nærliggende å tro at dette kjøkkenet kan fylle opp mye større volumer enn Neiden-prospektet.

Kartet oppsummerer tilstedeværelse, modning, tidspunkt for modning samt migrasjon av Steinkobbeformasjonen av trias alder. Det er basert på faciestolkning av triassekvensen fra Digital Geology AS og petroleumsystemanalyse gjort av Torena AS. © TORENA

Kartet oppsummerer tilstedeværelse, modning, tidspunkt for modning samt migrasjon av Steinkobbeformasjonen av trias alder. Det er basert på faciestolkning av triassekvensen fra Digital Geology AS og petroleumsystemanalyse gjort av Torena AS.
© TORENA

Snart ved TD

Nå fortsetter Lundin boringen av Neiden. Vi kan stå foran et nytt, stort funn i paleozoiske karbonater på Lopphøgda.

7220/6-2 ble påbegynt 2. oktober i fjor, men ble foreløpig avsluttet 6. november fordi riggen ikke var vintersertifisert. Brønnen ble terminert i trias bergarter uten å ha nådd paleozoiske karbonatreservoarer. Idemitsu og DEA er partnere i lisensen.
Grunne prospekter
«Formålet med brønnen er å undersøke reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i Trias og Perm bergarter. Brønnen planlegges boret til 1312 m TVD målt fra boredekk.» Hullet er planlagt til 1312 meter under boredekk og skal ned i krystallinske bergarter. Vanndypet er 417 meter, hvilket betyr at borelengden til totalt dyp kun er 895 meter. Ned til reservoaret i paleozoikum er det kun 638 meter fra havbunnen. Snadd-prospektet (trias sandsteiner) var forventet bare 241 meter under havbunnen.

 

Newer Post
Older Post

COMMENTS

WORDPRESS: 1
  • comment-avatar
    Dag A Karlsen 4 år ago

    Vi krysser fingrene og håper på funn, og det vil ikke overaske om man finner at en olje her – så vel som ROS/bitumen fra 6-1 – inneholder også paleozoiske biomarkører – slik som i Alta/Gohta og eksempelvis – fra andre regioner 17/3-1 & 6609/11-1. Det er nok slik at vi begynner å se konturene av at paleozoiske kildebergarter har vært mer «aktive» og tilstedværende, samt av betydning for petroleums systemene generelt og eksempelvis mer porøsitetsbevaring enn vi kanskje trodde tidligere.
    Mye tyder på at Lopphøgdafeller har «sett olje» fra flere ulike kildebergarter gjennom geologisk tid.
    Det er da tenkbart med en modell der den seneste aktive kildebergarten (altså aktiv opp mot vår tid) ikke behøver å generere på langt nær så meget olje for å fylle prospekter (som om den var alene om jobben).
    Dårlig kappebergart vil etter mitt skjønn -i regionen hovedsakelig øke muligheten for olje kontra gass i en effektiv felle.
    Erfaringer fra eksempelvis Wisting tyder på at rask refill tillater petroleumskolonner å eksistere i regionen under antatte kappebergartsegenskaper som ingen trodde for noen år side.
    Det er fortsatt mye å lære i regionen som fortsetter å overraske, og gamle dogmer står for fall.

  • X