Gammelt grunnfjell – mettet med olje

Granitt hører så visst ikke med til pensum i faget petroleumsgeologi. Men takket være et overraskende oljefunn rett vest av Stavanger må læreboken oppdateres. Det er godt nytt for berggrunnsgeologene våre.
”Dette er den første vellykkete fullskala produksjonstest av reservoar som består av oppsprukket og porøst grunnfjell på norsk kontinentalsokkel.” Så tørt og kjedelig kan det sies i en pressemelding fra Oljedirektoratet (19. mai). Realiteten er imidlertid at norsk sokkel har fått bekreftet en ny letemodell: olje i krystallinske bergarter. Det betyr nye utfordringer – og nye muligheter.

Gjeldende teori er at olje og gass dannes og ansamles i sedimentære bergarter som skifer, sandstein og kalkstein. De aller fleste kildebergartene er skifre, mens reservoarene nesten utelukkende består av sandsteiner og kalksteiner. Det kjenner vi veldig godt til på norsk sokkel. Reservoarene består i all hovedsak av forskjellige typer sandstein, mens oljefeltene i Ekofisk-området er de eneste som produserer fra kalkstein.

Men ingen regel uten unntak. Olje kan for eksempel også dannes i visse typer kalkstein, og i de senere årene har vi blitt gjort oppmerksomme på at skifre kan være reservoarbergart for gass (”skifergass”). Statoil er som kjent med på utviklingen av det som har blitt kalt verdens nest største gassfelt. Volumene med gass i Marcellus Shale i Apalakkene på østkysten av USA er så store at gassprisen har gått kraftig ned.

Oversiktskart

Brønner og funn i Luno-området. Tellus-prospektet ligger nord for Luno-funnet (trias og jura sandteiner og konglomerater), men dataene tyder på at dette er én sammenhengende akkumulasjon med felles olje/vann-kontakt. I tillegg har Lundin et basementfunn sør for Luno, slik det her er antydet. Også i funnet Ragnarrock er det olje i basement. Funnet Avaldsnes er omtalt i GEO 07/2011. Geologisk sett er vi på Utsirahøyden rett øst for Vikinggrabenen. Illustrasjon: Lundin Norway AS

Olje i ”råttent fjell”

Men det slutter ikke her. En nylig avsluttet brønn på Utsirahøyden har én gang for alle slått fast at krystallinske bergarter kan være utmerkete reservoarer på norsk sokkel. Overraskelsenes tid er med andre ord slett ikke forbi.

– Historien starter med brønn 16/1-12 som ble boret for knapt to år siden (GEO 01/2011, s. 28-35). Vi boret inn i basement, og det viste seg overraskende nok at det ”råtne” fjellet var mettet med olje, forteller letesjef Hans Chr. Rønnevik i Lundin Norway.

Den omtalte brønnen ligger innenfor det såkalte Luno-området. Lundin gjorde her et oljefunn i jura sandsteiner i 2007 (GEO 08/2007; s. 36-41). Senere har en rekke brønner bekreftet at oljefeltet Luno er drivverdig og vil bli bygget ut. De siste anslagene viser at vi snakker om minst 130 millioner fat utvinnbar olje og 15 millioner fat oljeekvivalenter gass, og etter den siste brønnen økte reserveanslaget med opptil 50 millioner fat, ikke minst takket være en svært produktiv pakke med kritt sandsteiner. Det er veldig bra for Lundin Petroleum, morselskapet til Lundin Norway, men selvsagt også for nasjonen Norge. Slike funn er helt avgjørende for at ikke den norske oljeproduksjonen skal falle fortere enn nødvendig.

Enda bedre blir det etter den siste brønnen i området, 16/1-15 (prospektet kalt Tellus), som ble avsluttet sent i vår. Også her ble det påvist olje i forvitrede og oppsprukne krystallinske bergarter, og feltet Luno blir dermed enda større. Brønndataene viste nemlig at det er samme olje i både sandsteinene og basement, og at olje/vann-kontakten er på samme nivå.

– Den siste brønnen vi boret bekrefter at en 430 millioner år gammel granitt har gode reservoaregenskaper, sier Rønnevik, godt fornøyd med at selskapet på den måten ligger helt i front i utforskningen på norsk sokkel.

For selv om mange brønner er boret inn i ”basement”, og noen få har hatt spor av hydrokarboner, er dette den aller første gangen at oljen har flommet i strie strømmer fra denne typen bergarter.

”Basement”

Norske petroleumsgeologer bruker gjerne det engelske ordet ”basement” på de krystallinske bergartene som ligger under den sedimentære lagrekken. Dette er magmatiske og metamorfe bergarter som tilhører Den kaledonske fjellkjeden eller det prekambriske grunnfjellet.

Eksempel på kjerne fra basement. Reservoaret minner litt om ganske alminnelig grus. Illustrasjon: Lundin Norway AS

Eksempel på kjerne fra basement. Reservoaret minner litt om ganske alminnelig grus. Illustrasjon: Lundin Norway AS

Som å bore i smør

Rønneviks påstand underbygges av at det strømmet hele 650 fat olje per dag da det ble gjort en kort produksjonstest. At det skal flomme olje i så store mengder er selvsagt helt uhørt for det som i utgangspunktet er en hard og tett bergart. Men så viser det seg altså at bergarten slett ikke er hard. Den er porøs og gjennomsatt av sprekker. Den minner derfor lite om svabergene langs sørlandskysten.

– Reservoaret består av oppsprukkent og forvitret granitt. I enkelte kjerneprøver minner den mest om grus, forklarer Else Grandal.

De første indikasjonene på gode produksjonsegenskaper fikk geologen da det var mulig å kjerneta bergarten med en hastighet på hele 30 meter per time. Nesten som å bore i smør, forteller hun.

– I gjennomsnitt er porøsiteten 9 prosent, men kan i enkelte soner være så høy som 20.

– Dette er matriksporøsitet og skyldes forvitring av bergarten da den ble eksponert mot luft og vann i trias og jura. Porøsiteten skyldes derfor at feltspat blir oppløst.

For å forstå dette må vi foreta en tidsreise helt tilbake til Jordens middeltid, eller mesozoikum, som geologene helst sier. På den tiden var det et helt annet klima enn i dag, og kontinentet Baltikum med Det fennoskandiske skjoldet lå mye lengre sør. Det varme og fuktige klimaet ga grobunn for vidstrakte regnskoger, og de bergartene som var eksponert på overflaten forvitret.

Forklaringen er at det i tropiske sumpområder oppstår ekstremt surt vann, og vannet angriper silikatmineralene som langsomt blir brutt ned til leirmineraler (GEO 01/2011; s. 28-35). På den måten kan det oppstå flere titalls meter tykke lag med forvitrede krystallinske bergarter.

– Forvitring og sprekkedannelse har gitt granitten god porøsitet over store arealer. I tillegg er bergarten gjennomsatt av sprekker, og dette bidrar også til høy permeabilitet, slik produksjonstesten viste, forteller Grandal.

Oppsprekningen skyldes tektoniske bevegelser på flere tidspunkter under bassengdannelsen, men har også sammenheng med eksfoliasjon, eller avskalling, noe som kan skyldes trykkavlastning. Resultatet er uansett at reservoaret har god permeabilitet.

Basementreservoarer er kjent fra andre steder i verden. Lundins funn skiller seg likevel fra disse fordi reservoaret har matriksporøsitet. Det vanlige i andre felt er at oljen kun ligger i sprekker.

Evalueringen av reservoaret er for øvrig en sak for seg. De elektriske loggene forteller veldig lite. Indirekte metoder er rett og slett ikke gode nok.

– Det er bare ved å kjerneta hele reservoaret at vi kan forstå de petrofysiske egenskapene. Det er bare stein som teller, sier Grandal, og etterlever letesjefens geofundamentalistiske teori. Den sier at det er helt nødvendig å samle inn så mye data som mulig når det først blir boret en brønn.

Hastighetskart for bergartene under kritt. Kartet viser gjennomsnittlige seismiske hastigheter i et par hundrede meters tykt skive under Bunn kritt. Dette har fremkommet ved å invertere refraksjons energi med opphav i top kritt. Illustrasjon: Lundin Norway AS

Hastighetskart for bergartene under kritt. Kartet viser gjennomsnittlige seismiske hastigheter i et par hundrede meters tykt skive under Bunn kritt. Dette har fremkommet ved å invertere refraksjons energi med opphav i top kritt. Illustrasjon: Lundin Norway AS

”Basement” i første brønn

Det er snart 50 år siden Markvard Sellevoll ved Universitetet i Bergen var ute med et fiskefartøy og samlet inn seismiske data på norsk sokkel. Han ble dermed den første som påviste at det lå sedimentære bergarter under den norske kontinentalsokkelen.

Den helt basale forutsetingen for å finne olje og gass var altså til stede, og i 1967 gjorde Esso et lite funn i tertiære sandsteiner på Utsirahøyden med brønn 25/11-1. Den demonstrerte dermed tydelig at Nordsjøen hadde et aktivt petroleumssystem. Etter funnet av Ekofisk i 1969 ble hele landet klar over at vi gikk inn i en ny tidsalder.

Behovet for petroleumsgeologer vokste raskt, og i lang tid var det et skarpt skille mellom geologene som jobbet med landgeologi og de som jobbet med sokkelgeologi. Etter hvert ble flere og flere oppmerksom på at det var en geologisk sammenheng mellom ”onshore” og ”offshore”. Petroleumsgeologene begynte å snakke med berggrunnsgeologene.

Funnet av olje som Lundin har gjort på Utsirahøyden bekrefter til fulle at den norske berggrunnen sitter på mange hemmeligheter som har interesse langt ut på norsk sokkel. Med ett er det plutselig interessant å reise til Vesterålen for å se på tykke lag med forvitret grunnfjell (GEO 01/2011, side 28-29). Eller dra til Sør-Sverige og studere løsmasser i forvitrede gneiser (GEO 01/2011, side 33).

I ettertid er det også interessant å konstatere at den aller første letebrønnen på norsk sokkel, 8/3-1, boret inn i metamorfe bergarter (”basement”) av silur alder (ca. 411 millioner år). Det samme gjorde den andre brønnen, 25/11-1 (nevnt ovenfor) på Utsirahøyden, som ligger bare noen få km fra Lundins oljefunn i 16/4-5. I den brønnen var det imidlertid ingen spor av hydrokarboner i de harde, krystallinske bergartene, selv om det er olje i de tertiære lagene.

Flere av de neste brønnene på Utsirahøyden boret inn i krystallinske bergarter. Brønn 16/5-1 (1971) tok kjerneprøver, men det er først i ettertid at geologene i Lundin – ved å analysere brønndataene på nytt – har oppdaget at det faktisk var spor av olje i de metamorfe bergartene. Da brønnen ble boret for 46 år siden klarte ikke geologene å se denne informasjonen. Årsaken var kanskje at de ikke på noen måte kunne forestille seg at granitt, som de mente hørte bedre hjemme på det norske fastlandet, kunne utgjøre et reservoar.

I 1993 boret Statoil 146 m inn i ”basement” med brønn 16/1-4, rett øst for Luno-funnet. Heldigvis ble det tatt kjerneprøver, og sammen med prøver av formasjonsvæsken ble det påvist at bergartene inneholdt våt gass og kondensat. Brønnen ble derfor klassifisert som et ”funn” av Oljedirektoratet (Ragnarrock), men Statoil vurderte det senere som uinteressant og valgte å levere lisensen tilbake. Arealet hører nå med til lisens 338 som Lundin opererer rundt Utsirahøyden.

Så, for bare to år siden, boret altså Lundin brønnen 16/1-12 og fant lettflytende olje. En ny letemodell var født. Og nå vet vi at oljen som ligger i ”grusen” under skifre, sandsteiner og kalksteiner kan produseres, og at den vil bli produsert samtidig med oljen i jura sandsteiner som en del av feltet Luno.

Upløyd mark

Utfordringen med å lete etter olje i ”basement” er at den geofysiske industrien ikke har utviklet standard metoder som gjør det mulig for geologene å forstå hvordan undergrunnen ser ut. Konvensjonell seismikk er selvsagt rettet mot å tolke sedimentære bergarter. På Utsirahøyden gjør harde krittlag med ujevn overflate det enda vanskeligere å se ned til og inn i de kaledonske bergartene.

– Det blir som å se gjennom en ruglete glassflate, og i tillegg er det ingen skarp grense mellom de eldste sedimentære bergartene og det forvitrede fjellet under, forklarer Jan Erik Lie i Lundin.

– Derfor har vært helt nødvendig å utvikle nye metoder, og vi har tatt fordel av at ingeniørgeologene i mange år har skutt refraktert seismikk på land for å se gjennom overflatelagene, forteller han.

Med sin geofysiske kompetanse har han i flere år arbeidet med å forbedre avbildningen av det krystallinske underlaget gjennom å utvikle nye verktøy. Resultatet er at Lundin nå benytter en kombinasjon av reflektert og refraktert energi fra konvensjonell kabelseismikk og høyoppløselige gravimetriske data for å kartlegge soner med høy porøsitet og permeabilitet på Utsirahøyden.

– Alle steiner må snus for at vi skal bli flinkere til å tolke undergrunnen, sier Lie.

Dr. Lie, som Rønnevik jovialt omtaler sin kollega, har jobbet intenst med å vri ny kunnskap ut av de eksisterende seismiske dataene ved å gå helt tilbake til rådataene, og i tillegg har selskapet samlet inn ny seismikk spesielt for formålet der hydrofonene i vannet er erstattet av geofoner på havbunnen (såkalt havbunnsseismikk).

– Vendepunktet ble de refrakterte dataene. Ved hjelp av dem kunne vi lage et litt ”utsmørt” hastighetskart over undergrunnen. Forvitret og oppsprukket fjell har lavere hastighet enn det faste fjellet, så med slike kart har vi med ett en mulighet til å forstå hvor det kan være ansamlet olje i porøse bergarter, og hvor det etter all sannsynlighet ikke vil kunne finnes produserbare mengder hydrokarboner, forklarer Lie.

Men tro dermed ikke at dette er en lett øvelse. Her snakker vi om nybrottsarbeid, solide fagkunnskaper og mye prøving og feiling. Som vanlig er det ingen snarveier til god kunnskap.

At metoden virker, bekreftes av brønn 16/4-5 som også ble boret ned i basement.

– Vi fant olje i tynne sprekker, men bergarten er hard og tett, akkurat slik hastighetskartet antyder, sier Lie.

Olje i ”basement”

Olje i krystallinske bergarter er kjent fra mange steder i verden. Mest kjent er produksjonen i Vietnam og Yemen. I Vietnam kommer hele 80 prosent av oljeproduksjonen fra oppsprukne granitter i Cue Long Basin. I Yemen kommer oljen fra metasedimenter, vulkanitter og granitter. I Argentina blir det også produsert olje fra oppsprukne vulkanske bergarter (Nequenbassenget). På britisk sokkel leter Hurricane Exploration spesifikt etter olje i basement og har på den måten gjort flere funn.

Honnør for analytisk innsats

-Oljefunnet Tellus viser med all tydelighet at det lønner seg å snu alle steiner på jakt etter flere funn i modne områder, påpeker Else Grandal og Jan Erik Lie.

Lundin fortjener derfor honnør for det analytiske arbeidet som ligger til grunn for letebrønnene på Utsirahøyden. Men Tellus viser også at det fortsatt er mye olje å finne i modne områder på norsk sokkel, og – ikke minst – at overraskelsenes tid langt fra er forbi.

Det viktigste fra de siste dagene

Equinor holder tett

Lovende funn i paleocene sandsteiner

GEOKALENDER 2014


geo365 Nyhetsbrev

0 Comments