Sokkelen utenfor Tanzania er svært smal. Det totale arealet mellom kystlinjen og 200m-konturen tilsvarer ikke mer enn tre kvadranter i Nordsjøen. Ved sokkelkanten faller havbunnen brått nedover. Utenfor er det dypt. De batymetriske kartene viser konturer ned mot 3500 meter. Også der er det kontinental skorpe og tykke lag med sedimentære bergarter.
For bare 15-20 år siden var det fullstendig utenkelig å lete etter olje og gass på så store dyp. Seismikk, ja, det var ikke noe problem. Men å bore? Nei. Bestemt ikke. Men så kom det en revolusjon. De store havdypene ble erobret av boreskip. I dag er verdensrekorden 3165 meter (utenfor India), og ingen sperrer øynene opp når det blir boret på vanndyp rundt 2500 meter.
Denne utviklingen i boreteknologi startet en ny æra i letingen etter olje og gass. Nesten over natten ble store arealer over hele kloden tilgjengelige.Oljeindustrien var ikke lenger begrenset til de grunne kontinentalsoklene. Nedsiden var selvfølgelig dyrere operasjoner. Men potensialet for nye funn økte enormt. Elefantjakten flyttet seg fra grunt til dypt vann. Gigantfunn i Mexicogulfen og utenfor Angola og Brasil viser at satsingen har betalt seg.
Også norsk sokkel har dypvannsområder. Men i Norskehavet gjenstår det å gjøre gigantfunn på dypt vann. Det nærmeste vi kommer er Aasta Hansteen-feltet på 1270 meters dyp som har reserver på 45 milliarder m3 gass (1,6 tcf). Aasta Hansteen (tidligere Luva) ligger 300 km vest for Bodø, og PUD ble levert inn i desember 2012. Statoil er operatør.
Kilde: Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC)
med rødt omriss er tilgjengelige i den fjerde lisensrunden som lukker i mai.
Statoil er operatør for blokk 2. Vi ser også gassfeltene Songo Songo som
ligger på en liten øy rett utenfor fastlandet og Mnazi Bay som ligger på
land på grensen mot Mosambik.
Kilde: TPDC
pakke med sedimenter (noen få tusen meter), er det opp til 25.000 meter med
sedimentær bergarter lengst i nordvest på den tanzanianske sokkelen. Der
Statoil har gjort funn er sedimentmektighetene i størrelsesorden 10.000 meter.
Kilde: TPDC
Tilsvarer et Statfjord-felt
Sola står rett over hodet. Men en svalende vind gjør det levelig. Naturligvis er det varmt like sør for ekvator. Det spiller liten rolle om vi i Norge skriver sommer eller vinter. Temperaturen ligger uansett rundt 30 °C. På disse breddegradene bestemmer nedbørsmengden, ikke temperaturen, hvilken årstid det er.
I Det indiske hav utenfor Øst-Afrika blåser vinden friskt over det asurblå vannet. Verken den eller bølgene røper noe om hvilke rikdommer som befinner seg utenfor kysten og under havbunnen. For å få greie på slikt er det nødvendig å skyte seismikk. Og det er gjort. De seismiske dataene forteller om bassenger med sedimentmektigheter på 8-10 km og mer i dypvannsbassengene utenfor Tanzania.
Da resultatene fra de første seismiske undersøkelsene ble kjent, kunne geologene slå fast at det aller viktigste kriteriet for å finne hydrokarboner – store mengder med sedimentære bergarter – var oppfylt. Gassfunn og spor av olje på land ga ytterligere oppmuntring.
Vi er i Dar es Salaam. En ny petroleumshovedstad for et land som er på vei inn i – ikke oljealderen – men gassalderen. Vi gjetter på at de aller fleste av de 3,5 millioner innbyggerne i byen er lykkelig uvitende om hva som er i ferd med å skje. Men fakta lar seg ikke fornekte. I løpet av de siste få årene har to oljeselskaper gjort en rekke betydelig gassfunn. Til sammen er det så mye gass at vi snakker om et paradigmeskifte. Inntil letingen begynte på dypt vann, kunne landet bare vise til to små gassfelt i kystsonen. De er begge velkomne tilskudd i energiforsyningen, men de er for små til å gi eksportinntekter.
Med en rekke funn av tørr gass (metan), i usedvanlig gode reservoarbergarter, er situasjonen nå snudd fullstendig på hodet. Statoil er det ene av de to operatørselskapene som har lykkes. BG er med funn i blokkene 1, 3 og 4 det andre.
11.099 kvadratkilometer, men deler av blokken er nå tilbakelevert.
© Statoil
Statoil har alene funnet oppunder 20 tcf (trillioner kubikkfot) tilstedeværende gass. I litt mer kjente enheter snakker vi om rundt 550 milliarder m3 gass. Det er mer gass enn det opprinnelig kunne produseres fra Ormen Lange-feltet (394 milliarder m3) og litt under en tredjedel av den opprinnelige, produserbare gassmengden i Troll-feltet (1430 milliarder m3). Omregnet til oljeekvivalenter utgjør 20 tcf fire milliarder fat, så de foreløpige volumene tilsvarer like mye olje som har blitt utvunnet fra Statfjordfeltet. Statoils funn kommer på toppen av de funnene BG har gjort i omliggende blokker. BG bekjentgjorde på slutten av fjoråret at selskapet hadde påvist til sammen 15 tcf.
Tanzania har med andre ord på få år påvist en ikke ubetydelig formue i hydrokarboner.
søk elsesbrønner og avgrensningsbrønner vil bli boret i år og neste år for å
sikre grunnlaget for utbygging.
© Statoil
Så langt har hver eneste brønn for Statoil, seks i alt; fire rene letebrønner, en kombinert avgreningsbrønn/letebrønn og én ren avgrensningsbrønn, vært innertiere. Sagt på annen måte, funnraten er 100 prosent, og det gir selvsagt forventninger for fremtiden. BG har på sin side boret ni letebrønner og fem avgrensningsbrønner[1] og funnet gass i alle. I tillegg er det boret to brønner på dypt vann som var tørre (Petrobras i blokk 5 og Ophir Energy i blokk 7). Suksessfaktoren blir likevel langt høyere enn normalt for et jomfruelig basseng.
Statoil har lenge fulgt en strategi der målet er å gjøre store funn som betyr noe vesentlig for selskapet. Tim Dodson, konserndirektør for Leting i Statoil, har utdypet selskapets strategi for GEOs lesere (GEO 07/2012; «Det er nå det begynner»). Uttrykket «high impact discoveries» har forøvrig nådd media langt utenfor fagpressen.
Å gjøre slike funn krever en klar dedikasjon, og de kan ikke gjøres i et hvilket som helst basseng. Ett kriterium for å lykkes er å være blant de første som begynner å lete. At det å stå først i køen kan ha stor verdi er vi jo alle kjent med. Poenget er å plukke de største kirsebærene før andre får øye på dem.
Det er sannsynligvis enda mer gass utenfor Tanzania. Flere prospekter ligger klar til å bores. Bare i år skal Statoil bore to-tre nye undersøkelsesbrønner i tillegg til en avgrensningsbrønn, og selskapet sitter i tillegg på prospektivt areal som må studeres nøye før konkrete boreplaner blir lagt på bordet.
Dessuten er det store arealer som fortsatt ikke er utforsket. Noe av dette arealet blir tilgjengelig i den fjerde lisensrunden som nå pågår. Sju blokker på dypt vann øst for de mange funnene som Statoil og BG sitter på er utlyst, og i mai går fristen ut for å søke.
Dypvannsbassengene utenfor Tanzania ser altså ut til å være «gas prone». Slik sett kan det se ut som om dette er en forlengelse av gasstrenden fra Mosambik. For rett over grensen i sør har italienske Eni og amerikanske Anadarko funnet fem ganger mer gass enn det Statoil har gjort så langt i Tanzania.
[1] Ophir Energy var opprinnelig operatør for blokk 1, 3 og 4. BG har senere overtatt operatørskapet.
forkastning.
Kart: Statoil
© Statoil
Gass – ikke olje
Statoil er allerede i full gang med å finne løsninger for utbygging av gassfunnene. Men mye skal klaffe. Fremfor alt skal gassen selges. Det må være et marked for den. Tanzania kan, til tross for sine 40 millioner innbyggere, kun benytte en liten del av reservene for egne formål. Det aller meste må derfor kjøles ned og selges som LNG (slik som for gassen i Snøhvit-feltet i Barentshavet).
Det er derfor langt frem. Det er tross alt bare to år siden Statoil gjorde sitt første gassfunn. Zafarani 1 i blokk 2 ble påbegynt 1. januar 2012 på 2582 meters vanndyp, og bare en og en halv måned senere sendte Statoil ut en pressemelding om «et stort gassfunn utenfor Tanzania».
«Dette funnet er det første Statoil-opererte funnet i Øst-Afrika, og det er en viktig hendelse for den framtidige utviklingen av gassindustrien i Tanzania. Det er også et bevis på hvordan Statoils letestrategi knyttet til tidlig tilgang i nye områder støtter selskapets ambisjon om internasjonal vekst,» sa Tim Dodson, konserndirektør for Leting i Statoil.
Yona Killaghane, administrerende direktør for Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC), la til at «funnet har potensial til å bli en katalysator for fremtidig gassutbygging i Tanzania».
Statoil var nok likevel litt skuffet. Mogens Ramm, letesjef for Tanzania med base i Oslo, forteller at selskapet hadde søkt på blokken med håp om å finne olje. Da boringen av den første brønnen kom i gang, var nok forventningen om å finne gass størst, men håpet om å finne olje levde fortsatt.
er i ferd med å sprekke opp. Vi ser at plategrensene i Det indiske hav og Rødehavet møtes utenfor kysten av Somalia og sørover herfra utvikles en ny plategrense. Enda lengre sør splitter den opp i to.
© Statoil
Etter at det var lett etter olje og gass på land og i kystsonen i lang tid, med to resulterende gassfunn, samt mange spor av olje, åpnet Tanzania i 2001 opp for leting på dypt vann. For Statoil starter historien i 2005 da de deltok i Tanzanias tredje lisensrunde. I 2007 ble selskapet tildelt operatørskap og 100% andel for blokk 2 med et areal på 11.099 km2 (tilsvarer omtrent to kvadranter i Nordsjøen) mot å skyte 5800 km 2D seismikk og et uspesifisert antall kvadratkilometer med 3D seismikk.
Etter å ha samlet inn 2D-dataene fokuserte geologene på høydedraget Seagap skapt av en sidelengs forkastning og skjøt 1600 km2 3D blant annet over den strukturen vi nå kjenner som Zafarani. På 3D-dataene antyder en flatflekk kontakt mellom to fluider, enten gass og vann eller olje og vann. Den var imidlertid ikke «padde flat». Forklaringen er store variasjoner i havdypet over strukturen. Men flatflekken krysser stratigrafien, og i kombinasjon med AVO-analyser ble Statoil-geologene overbevist om at den representerte en fluid-kontakt. Før 3D-dataene var ferdig prosessert, hadde ExxonMobil – blant mange interessenter – kjøpt seg inn med 35 prosent i blokken.
«The present is the key to the past»
Den alminnelige geologs kjennskap til Øst-Afrikas geologi begrenser seg i all hovedsak til at Den østafrikanske riftdalen brekker opp kontinentet langs to lange sprekker (den østlige og den vestlige) som går fra nord til sør. Riftdalene, med sine vide savanner og brede innsjøer, er som magneter på turister. Det er her dyrelivet florerer.
La oss dra 300 millioner år tilbake i tid, den gangen kontinentene var samlet i ett stort, Pangea, mot slutten av den geologiske tidsperioden vi kaller perm. Dagens Afrika hørte med til den sørlige delen, Gondwana, mens Norge var en del av den nordlige, Laurasia.
I trias gjorde voldsomme krefter i Jordas indre alvorlige forsøk på å splitte opp det kontinentet som i dag utgjør Afrika. Sprekkesystemene fra denne tiden kjenner vi som Karroo-bassenget. Først i midt jura tid begynte Det indiske hav å åpne seg. Dette var på omtrent på samme tid som Atlanterhavet begynte å dannes. Jorda stod med ett foran voldsomme geografiske endringer. Nye kontinenter brøt løs. Nye havområder ble til. Gjennom jura, kritt og tertiær oppstod så den fordelingen av land og hav som karakteriserer kloden.
Det er likevel ingen enkel åpningshistorie. Madagaskar lå opprinnelig lengre nord. Langs en gedigen transformforkastning har øya blitt dyttet sørover (Davie Fracture Zone), cm for cm passerte den forbi Tanzania, for så å ende opp utenfor Mosambik.
Den begynnende riftingen førte også til dannelsen av langstrakte høydedrag på det afrikanske kontinentet. Bergartene forvitret, og høydene ble kilde for sedimenter som ble transportert østover med elver. De endte opp på den passive marginen grensende opp mot Det indiske hav. Nye petroleumssystemer var i ferd med å skapes.
Tidlig i tertiær begynte imidlertid Afrika å sprekke opp langs de linjene vi nå kjenner som de afrikanske riftdalene. Nye høydedrag oppstod, og de ble kilde for sedimenter som ble ført med elver mot kysten.
Vi kan se for oss at høyder i Afrika gjennom kritt og tertiær var kilde for sedimenter som ble fraktet mot kysten. Transportveien var forholdsvis kort, kontinentalsokkelen var smal, og sedimentene ble derfor fraktet rett ut på dypt vann gjennom kanaler ned kontinentalskråningen. De ble altså ikke avsatt i store deltaer, slik vi ser for eksempel i Nigerdeltaet. Gjentatte episoder med transport og avsetning langs forskjellige elve- og kanalsystemer har skapt en serie med gode sandavsetninger på dypt vann. Geologene kjenner igjen disse som turbiditter, men Mogens Ramm og teamet hans var positivt overrasket over den gode sandkvaliteten. De forteller om massive sandsteiner, flere hundre meter tykke, og med mye sand i forhold til leire.
Ramm mener de store mengdene med sand skyldes at det er kort vei fra fjellene og ut i de dype bassengene.
Langt på vei er det de samme avsetningssystemene vi finner Tanzania i dag, der dype submarine daler kan følges fra dagens elvesystemer og flere hundre kilometer offshore. De gamle systemene kan forstås ved å kombinere kunnskap om geologien på land med dagens batymetri og det vi ser på seismikken. Uttrykket «the present is the key to the past» blir på den måten veldig levende for Statoil-geologene, i følge letesjefen.
Lever i håpet
Statoil har suksess i Tanzania. Strategien om å gå tidlig inn i områder med et stort potensial har vært vellykket. Et lite skår i gleden var det selvsagt at det ble funnet gass, og ikke olje, men selskapet har funnet store ressurser som forhåpentligvis kan kommer både vertslandet, operatøren og partneren ExxonMobil til gode.
Siste ord er heller ikke sagt når det gjelder ressursanslag. For det gjenstår å bore mange undersøkelsesbrønner så vel som avgrensningsbrønner i den blokken selskapet er operatør for. Det gjenstår også å se om Statoil mener det utlyste arealet i den 4. lisensrunden er så interessant at det blir søkt om mer areal, og om det i neste omgang vil bli funnet hydrokarboner.
Vi vil tro at geologene og geofysikerne heller ikke har gitt opp håpet om å finne olje.