På tross av vanskelige data

Jens-Ole Koch vil fortelle om funnet av Skarfjell på konferansen Recent Discoveries 14. og 15. mai i Oslo.

April 2012. Boreriggen Songa Delta er i ferd med å avslutte operasjonene 60 km utenfor de devonske bergartene på Vestlandet. Oljedirektoratet sender tradisjonen tro ut en pressmelding: En kortfattet redegjørelse for resultatene av brønnen.

Denne gangen er det gode nyheter. Det tyske oljeselskapet Wintershall hadde med brønn 35/9-7 påvist lett olje i to sandsteinslag i Heatherformasjonen (øvre jura) med tykkelser på 90 meter og 14 meter. Det het også at reservoarkvaliteten er god.

–        Vi hadde tro på prospektet som hadde fått navnet Skarfjell, men det var store usikkerheter knyttet til tolkningen av dataene. Derfor var vi svært lettet da vi fikk resultatene fra den første brønnen, forteller Exploration Team Leader Jens-Ole Koch i Wintershall.

–        Det vi lærte av denne brønnen er at det er lov å tenke konseptuelt når datakvaliteten gjør det vanskelig å gjøre gode tolkninger, legger han til.

Vår danske venn viser frem seismikk som bare er noen få år gammel, og det er lett å være enig med ham, avbildningen på prospektnivået er ikke god.

–        Vi så lite eller ingenting på de gamle dataene, så det var helt nødvendig å ha en geologisk modell i hodet for å gjøre seg opp en mening om hva som ligger under kritt-pakken.

Oljedirektoratet røpet at funnet hadde et potensial på opp mot 160 millioner fat utvinnbar olje. Senere har vi lært at funnet har en kolonne som er mer enn 400 meter høy, og hvor det ligger olje under et lag med gass.

Et mellomstort funn

Undersøkelsesbrønnen lot geologene stå igjen med flere spørsmål. Et av de mer interessante var at olje/vann-kontakten ikke ble påvist, og at størrelsen på funnet dermed var ganske uviss.

–        Det var «oil down to», forklarer Koch, og med det mener han at hele reservoaret er mettet med olje, helt ned til de tette skifrene under. Det betyr at olje/vann-kontakten må ligge enda dypere (se tverrsnittet).

Det har gått to år siden funnet på Skarfjell-prospektet, og to avgrensningsbrønner er boret, 35/9-8, samt 35/9-10S og 35/9-10A (S står for skrå, mens A står for sidesteg). I 35/9-8 ble olje/vann-kontakten påtruffet, og produksjonstesten viste at reservoaret har gode strømningsegenskaper.

–        Avgrensningsbrønnen 35/9-8 var en stor oppmuntring for oss. Den viste at sandsteinslaget blir tykkere mot dypet, og at det kan være full kommunikasjon mellom de to første brønnene, noe som betyr at det var ett sammenhengende reservoar. Brønnen påviste også olje/vann-kontakten.

Den påfølgende brønnen, en «skråbrønn» og en avviksbrønn fra samme borelokalitet, bekreftet reservoaringeniørenes mistanke om en gasskappe, og reserveestimatene ble etter disse justert til en oppside på 145 millioner fat utvinnbar olje og kondensat, samt 15 milliarder m³ gass. I oljeekvivalenter utgjør dette omtrent 230 millioner fat.

Wintershall har ikke planlagt flere avgrensningsbrønner. Selskapet mener at det nå foreligger nok data til å vurdere om funnet er lønnsomt å bygge ut. Koch forteller at det har vært et veldig godt samarbeid i lisensen gjennom hele letefasen.

På norsk sokkel regnes dette som et mellomstort funn, og i Nordsjøen er det ett av svært mange felt der reservene er i størrelsesorden et par hundre millioner fat. Et funn i Barentshavet med tilsvarende størrelse ville imidlertid fått både media og geologer til å gå av hengslene.

Vi må legge til at det er knyttet stor usikkerhet til beregningene. Oljedirektoratet og Wintershall opererer med en nedside på drøyt 120 millioner fat oljeekvivalenter. Men det er uansett nok hydrokarboner til at operatøren og partnerne er i full gang med å vurdere en utbygging. Et eget team på 30 kvinner og menn jobber nå med å modne mulige utbyggingsløsninger frem mot neste milepel (BOK[1]), og antallet fagfolk forventes å øke hvis prosjektet konkretiseres.

Det er likevel flere år til feltet kan begynne å produsere. Wintershall arbeider med tidlig fase av feltutviklingsplaner og vil ha klarere oppfatning om oppstart når man kommer videre i prosessen. I denne sammenheng må det også vurderes en mulig samordnet utbygging av funnene i kvadrant 35.

Så muligheten

Skarfjell ligger hovedsakelig innenfor lisens 418 som omfatter deler av to blokker (35/8 og 35/9) på Ryggsteinryggen i den nordlige delen av Nordsjøen. Lisensen har en lang historie med bytte av både operatør og partnere.

Lisensen ble tildelt i 2007 (sammen med lisens 419) som en del av TFO 2006. Canadiske Nexen fikk rollen som operatør, og en av partnerne var det nystartede, norske selskapet Revus Energy.

Wintershall etablerte seg i Norge omtrent samtidig, i 2006, og ble i 2007 tildelt de første lisensene i forbindelse med TFO 2006. Ved utgangen av 2008 ble Revus kjøpt med hud og hår, etter at det lille selskapet hadde hatt stor suksess med flere funn av olje og gass, både i Nordsjøen og Norskehavet.

–        Ingen hadde sett Skarfjell-prospektet da lisens 418 og 419 ble tildelt i 2007. Til det var ikke seismikken god nok. Det var andre grunner til at selskapene som ble tildelt lisensen hadde fattet interesse for området, forteller Koch.

En Agat «look-alike» med nedre kritt reservoar var det første prospektet, så i begynnelsen av 2010 boret Nexen brønn 35/9-5 i lisens 419 rett vest for Gjøa-feltet.

–        Men brønnen var – med unntak av ørlite olje i nedre kritt sandsteiner – tørr, og lisenspartnerne begynte å snakke om å levere lisensen tilbake. Som vanlig gjorde vi en grundig evaluering før vi gikk til dette skrittet, og det var da Skarfjell dukket opp. Geologene som kom fra Revus hadde sett dette som en mulighet allerede et par år tidligere, og de ble pådrivere i prosessen.

–        I Wintershall ble prospektet modnet, men verken Premier eller Nexen likte det de ble presentert for, og begge valgte å trekke seg ut av lisensen.

Wintershall så imidlertid potensialet i blokken, plukket opp partnernes andeler og økte sin interesse fra 20 til 65 prosent.

–        Vi gjorde samtidig et bytte med Nexen. De fikk et prospekt i Norskehavet som var mye bedre definert på de seismiske dataene enn Skarfjell, forteller Koch.

I dag vet han at boringen av nettopp dette prospektet ikke påviste verken olje eller gass.

Da gründerne bak Revus senere startet Agora Oil and Gas, solgte Wintershall 20 prosent i lisensen til dette selskapet for å redusere egen risiko. Ledelsen og geologene i Agora hadde klokketro på prospektet. Derfor ville de være med i den videre utforskningen.

–        Så, i 2012, etter å ha skutt 3D seismikk, men uten at dataene var ferdig prosessert, begynte vi å bore 35/9-8.

–        I ettertid kan vi trygt si at det var høy risiko knyttet til denne brønnen, men det var en strukturell komponent, i det vi ellers betrakter som en stratigrafisk felle, som ga oss den oppmuntringen som var nødvendig.

Overraskende god sand

–        Med en rekke funn på alle sider var det ingen tvil om at det var en moden kildebergart i nærheten av Skarfjell. Med hensyn til kildebergart var det derfor absolutt ingen risiko knyttet til dette prospektet, hevder Koch.

–        Den største risikoen hang sammen med om det i det hele tatt var en felle. De seismiske dataene ga som sagt ingen sikker konklusjon. Vi måtte stole på at den geologiske modellen var fornuftig.

Det gjorde Wintershall rett i. Geologens modell stemte, men de ble likevel overrasket over resultatene fra brønnen.

–        Reservoaret med dypmarine sander var bedre enn vi hadde trodd, medgir Koch.

Koch forteller at den geologiske prognosen på avgrensningsbrønnen 35/9-10 var gal. Reservoaret ble truffet omtrent 65 meter grunnere enn forventet, og det er med dagens teknologi ganske mye.

–        Forklaringen var at øvre jura «hot shale» mangler i denne brønnen. Den er erodert bort, slik at brønnen gikk direkte fra kritt skifer og inn i øvre jura sand. Når resultatet er kjent er dette lett å se, men eksemplet viser at vi alltid må være forberedt på overraskelser.

Det hører med til historien at Agora i 2013 ble kjøpt av Cairn Energy (som senere har byttet navn til Capricorn). Funnet på Skarfjell bidro sterkt til oppkjøpet.

Et pust fra fremtiden

Funnet Skarfjell i den nordlige delen av Nordsjøen er ett av flere små og mellomstore funn som har blitt gjort på norsk sokkel de siste årene. Det er langt på vei slike funn som norsk oljeproduksjon vil bestå av i fremtiden.

–        Tiden for å finne veldefinerte, strukturelle feller er over. De er alle sammen boret. I Nordsjøen vil fremtidens funn komme i stratigrafiske feller, eller en kombinasjon av stratigrafiske og strukturelle feller.

Koch og mannskapet hans har imidlertid god kontakt med fremtiden.

–        Funnene vil også bli gjort der datakvaliteten er dårligere enn det vi ønsker. Skarfjell er slik sett et godt eksempel, mener Jens-Ole Koch.

Det vil derfor kreve store ressurser å gjøre nye funn på norsk sokkel. Ny teknologi, mer data og mange «explorationists» er en del av løsningen. Det har allerede blitt demonstrert at skatterefusjonsordningen og TFO-systemet har hatt en svært positiv effekt (GEO 02/2014; «Forer oljeselskapene med statistikk og analyser»).

Vi kan slå fast at kombinasjonen av økonomiske incitamenter, lett tilgang på areal, konkurranse mellom selskapene, ny teknologi, mye data og god kunnskap om norsk sokkel er nøkkelen til den suksessen vi har opplevd på norsk sokkel de siste ti årene.

[1] Beslutning om konkretisering