Bare ved å benytte alle typer geologiske og geofysiske data er det mulig å bli fortrolig med det geologiske rammeverket. For deretter å finne de beste prospektene.
Halfdan Carstens
- Det vestlige Barentshavet syder av hydrokarboner, utbasunerer Bengt Larssen i Aker Geo, nylig utnevnt til ny sjef i selskapet. Han verken kan eller vil skjule sin entusiasme for en geologisk provins som oljeselskapene nå ser med helt nye øyne på.
Her har de fleste gått rundt og trodd at Barentshavet, til tross for to store olje- og gassfelt (Snøhvit og Goliat), samt en rekke tekniske funn, var bortimot ”dødt”. Men så gjør altså Statoil et spektakulært funn i en ny provins som snur Nord-Norge på hodet (Skrugard; GEO 03/2011).
- Barentshavet er stort, og vi kan ikke med dette si at vi har knekket koden for hele området, men vi har fått bekreftet at letemodellen vår er riktig. Det er et gjennombrudd, og det er et viktig steg for å forstå hvordan geologien, og dermed hydrokarbonsystemene i Barentshavet fungerer, sier Dodson, konserndirektør for leting i Statoil, i en kommentar til Skrugard-funnet.
Like etter melder både franske Total og svenske Lundin om ytterligere to funn (hhv. Norvarg og Skalle). De kan også vise seg å være ganske store, og i tillegg vet vi at det er mange interessante og lovende prospekter som skal bores i nærmeste fremtid. Barentshavet er igjen en ”hotspot”.
Et betydelig funnStatoil har sammen med partnerne Eni Norge og Petoro gjort et betydelig oljefunn på Skrugard-prospektet i Barentshavet. Funnet er et gjennombrudd i dette uutforskede området og en av de viktigste letehendelsene på norsk sokkel de siste ti årene. |
Litt på sidelinjen kommer så Aker Geo og påstår at det vestlige Barentshavet er en svært lovende petroleumsgeologisk provins med hydrokarboner ”overalt”. Bakgrunnen er at et av de største geofaglige konsulentmiljøene i Norge nylig har avsluttet et bredt geologisk studium over det store området vest for Loppahøyden. Det spesielle er at geologene og geofysikerne har benyttet seg av absolutt alle tilgjengelige data.
- Vi starter langt oppe i himmelrommet og zoomer nedover i retning prospektene, sier Larssen.
- Det vestlige Barentshavet er et svært utfordrende område, og for å kunne forstå petroleumssystemene har det vært helt nødvendig å inkludere gravimetri, magnetometri, magnetotelluriske data, seismikk, elektromagnetiske data, og – selvfølgelig – brønndata.
Den morsomme delen av arbeidet – å lete etter olje og gass – har de imidlertid, slik Larssen uttrykker seg, overlatt til oljeselskapene. Konsulentene bidrar med det geologisk rammeverket, for deretter å prøve å forstå petroleumssystemene og definere letemodellene.
Til tross for at det i løpet av 30 år har blitt boret bortimot 90 letebrønner, er det så langt kun bevist to letemodeller i Barentshavet. Den ene (Snøhvit og Goliat) har jura reservoar og kildebergart og viser klare likhetspunkter med de største feltene i Nordsjøen og Norskehavet som for eksempel Statfjord. Den andre (Goliat) har trias reservoar og kildebergart.
Dermed ikke sagt at mulighetene er brukt opp. Oljedirektoratet har kartlagt en rekke letemodeller fra perm til tertiær. Det er også gjort en hel rekke tekniske funn som bekrefter at det er hydrokarboner i systemet. Nå er det som nevnt ovenfor også gjort tre nye funn som kan vise seg å bli kommersielle.
Ved å ta i bruk dette studiet kan oljeselskapene spare flere årsverk, sier Larssen, og mener at de bør konsentrere innsatsen om å analysere letemodeller og definere prospekter basert på det regionalgeologiske grunnlaget Aker Geo kan gi dem.
”Integrasjon” er nøkkelordet for Aker Geos siste studium..
Og det starter altså i himmelrommet. Satellitter måler høyden på havnivået, og havnivået er som kjent en funksjon av tyngdekraften. Tyngden på et gitt sted styres igjen av strukturene i det underliggende sedimentbassenget. Saltstokker vil for eksempel gi lave verdier, mens gamle grunnfjellshøyder vil gi høye verdier.
- Tyngdedataene foreligger i et 2x2 km nett. Vi får dermed god oppløsning på regional skala, opplyser Harald Elstad.
- Vi ser det store bildet, de regionale strukturene, og vi kan også lokalisere saltstokker som har en viss størrelse, men tyngdedataene er ikke gode nok når vi kommer ned på blokknivå, legger han til.
Fra fly har det gjennom en årrekke blitt samlet inn magnetiske data, og med god hjelp fra Norges geologiske undersøkelse (NGU), som har kompilert frigitte data for Aker Geo, har disse gitt ytterligere storskala informasjon om undergrunnen.
- De magnetiske dataene er særlig nyttige for å kartlegge forkastninger, forklarer Harald Elstad. Han har bakgrunn fra både NGU og Norsk Hydro og er godt kjent med verdien av flymagnetiske data.
Forklaringen er at bergartenes magnetiske egenskaper langt på vei er avhengig av magnetittinnholdet, og forkastninger inneholder gjerne dette mineralet. Basalt inneholder også magnetitt, og Vestbakken vulkanprovins sørvest for Bjørnøya trer klart frem på dataene.
Elstad påpeker at grav-mag-data er et viktig supplement til seismikken.
- Grav-mag-dataene forteller oss at det er mye salt i Barentshavet. Mye mer enn vi hadde trodd.
- Fra før kjenner vi godt til salt både i Hammerfestbassenget og Nordkappbassenget, og nå forstår vi at også Tromsøbassenget er sterkt influert av denne plastiske bergarten. Og når vi ”vet” at det skal være salt i bassenget, ja da er det også letter å se det på seismikken.
Nede på havnivå foregår innsamling av seismikk og elektromagnetiske data (CSEM) og marine magnetotelluriske data (MMT). Seismikk er selvsagt hovedingrediensen i studiet, men det interessante denne gangen er at tolkningen er integrert med både CSEM og MMT, i tillegg til grav-mag-data.
De fleste kjenner CSEM som et verktøy for å de-riske prospekter med hensyn på olje og gass. Mange har vært skeptiske til om dette virkelig er mulig, men flere studier som har blitt publisert i det siste, bl.a. av Shell, viser at risikoen for å bore tørre brønner i letefasen avtar ved riktig bruk av denne teknologien.
Det som er mindre kjent er at CSEM og MMT også kan brukes som støtte i den strukturelle tolkningen av seismiske data. Ved å anvende de elektromagnetiske og magnetotelluriske signalene kan de geologiske utfallsmulighetene begrenses.
- Ved å kombinere CSEM og MMT kan vi estimere tykkelsen av høyresistive lagpakker som salt og basalt. På den måten klarer vi å optimalisere og lage nye hastighetsmodeller. Dermed oppnår vi å forbedre den seismiske avbildningen under disse lagpakkene, noe som er en kjent problemstillingen i dag, fremholder Nils Arne Øksenvåg i EMGS.
Slik bruk er i ferd med å bli mer og mer vanlig, nasjonalt og internasjonalt, og i henhold til Øksenvåg har metoden vært brukt med hell i Barentshavet.
- CSEM og MMT har utviklet seg til et geologisk verktøy, og i dette integrerte studiet ser vi klart verdien av den informasjonen som slike data gir utover å påvise mulige hydrokarboner, mener Øksenvåg.
- Alle snakker om integrasjon. Men ingen gjør noe med det, spøker Larssen.
Nå har i alle fall Aker Geo gjort noe med det, og det er bakgrunnen for at geologene og geofysikerne deres har klokketro på en del av Barentshavet som er vanskelig å forstå, men hvor det heller ikke har vært gjort veldig mye arbeid. Vi snakker om området som strekker seg fra Loppahøyden i øst og helt ut til osean skorpe i vest.
- Optimismen springer bl.a. ut fra observasjoner på de seismiske dataene der vi ser gass-skyer, amplitudeanomalier og flatflekker. Det er derfor ingen tvil om at det er hydrokarboner i systemene, men for å kunne knekke den berømte koden, altså forstå petroleumssystemene og prospektiviteten fullt ut, mente vi at det var helt avgjørende å benytte alle typer data og sette dette sammen til en felles forståelse.
De gravimetriske, magnetiske og magnetotelluriske dataene bidrar sterkt til å forstå det strukturelle bildet og bygge opp kunnskapen om storskala bassengutvikling. Årsaken er, som vi forstår, at disse dataene gir bedre avbildning på store dyp enn seismiske data.
På den annen side kan de magnetiske og de elektromagnetiske dataene benyttes til å skille ut saltinduserte og magmatiske strukturer der de seismiske dataene ikke strekker til.
- Vi kan med andre ord si at de seismiske dataene utgjør rammeverket i databasen, men alle andre typer data er viktig for å komme et skritt videre i forståelsen, både på stor og liten skala, konkluderer Larssen.
Det vestlige Barentshavet er et stort område. Større enn det vi kanskje normalt forestiller oss. Fra Harstadbassenget utenfor Troms i sør til Stappenhøyden sør for Bjørnøya i nord er det like langt som fra Ekofisk-feltet til Troll-feltet i Nordsjøen. Antallet letebrønner kan likevel telles på bare to hender.
Det vestlige Barentshavet består av flere bassenger som hver i sær har sine egne karakteristika og sine egne unike petroleumssystemer. Ingen av dem er fullt ut forstått ennå. Selv ikke Statoil, som har boret de aller fleste brønnene og har vært med siden denne provinsen ble åpnet for leting for 30 år siden, vil – som vi har sett – påstå at de har knekket koden.
Statoil legger likevel ikke skjul på at forhåpningene nå har nye dimensjoner.
- Funnet på Skrugard er betydelig, og den er et gjennombrudd for frontier-leting i Barentshavet. Dette åpner en ny oljeprovins som kan gi ytterligere ressurstilvekst, sier Tim Dodson.
- Skrugard har blitt en døråpner til det vestlige Barentshavet. Optimismen er tilbake for dette spesielle området, konkluderer Bengt Larssen, President Exploration i Aker Geo.
| Abonner på GEO |
Oppdatert: 17.10.2011 16:04
av Alf Kvassheim
Klikk for nedlasting
