Nesten en utblåsning – deretter et gigantfunn

Resultatene fra de første tre årene med leteboring på norsk sokkel viste helt tydelig at Nordsjøen har et aktivt petroleumssystem. Det måtte likevel bores 33 brønner for å påvise et felt som var stort nok til å kunne settes i produksjon. En sen høstdag i 1969, for 40 år siden, ble det endelig klart at Norge var blitt en oljenasjon.

Preludium

Ocean Traveller, august 1968.

Italienske Massimo (Max) Melli var bare 28 år gammel, men han hadde allerede lang erfaring som ”mudlogger”[1] fra flere steder rundt omkring i verden. Nå kom han direkte fra den overopphetede libyske ørkenen til den værharde norske kontinentalsokkelen. Fra land til hav, fra tørt til vått, og fra varmt til kaldt. Det må ha vært litt av en overgang for den unge geologen.

Sammen med to teknikere, en franskmann og en nederlender, utgjorde Max ett av flere mudlogger-team som på denne tiden var stasjonert i Nordsjøen. De jobbet for det franske serviceselskapet Geosérvices som var innleid av Phillips Petroleum. Oljeselskapene leier alltid inn mudloggere. Selv stiller de med brønngeologer. Brønngeologen har det overordnede ansvaret for at boreoperasjonene og datainnsamlingen blir utført i samsvar med den planen som geologer og boreingeniører har lagt sammen.

Max likte kollegene sine. De tre som arbeidet sammen på denne riggen utgjorde et godt team.

Jobben som mudlogger består i å samle borkaks (oppknust stein) og beskrive disse i detalj, samt å se etter mulige indikasjoner på olje og gass. Til dette brukes mikroskop og en mengde instrumenter. Arbeidet krever kunnskap, erfaring og ikke minst årvåkenhet, døgnet rundt, mens boringen pågår. Det er strevsomt og monotont arbeid. Til gjengjeld er det skikkelig moro de gangene mudloggerne er de aller første som leser av høye gassverdier, ser de oljefylte steinprøvene, og etter hvert skjønner at det har blitt funnet hydrokarboner.

Da Max kom til Nordsjøen i 1968, dro han rett ut på brønn 7/11-1 i Sentralgrabenen. Borekronen hadde nå jobbet seg gjennom det meste av den tertiære lagpakken og var inne i skifre og sandsteiner fra paleocen. På sin aller første jobb i denne del av verden gikk den nytilsatte mudloggeren direkte fra helikopteret til arbeidsplassen sin ved mikroskopet, og det tok ikke lang tid før han kunne fortelle boresjefen at det var spor av hydrokarboner i borkakset som han hadde samlet inn på vibrasjonssikten (”shale shakeren”). Mudloggerne kunne også konstatere at det var antydninger til metan i boreslammet, men – slik det senere ble bekreftet – det tunge slammet hindret gassen i å strømme inn i borehullet. Umiddelbart fikk Max bruk for de erfaringene han hadde fra Libya. Han skjønte at denne brønnen kunne være et funn, og i ettertid fikk han ros av Phillips-ledelsen fordi han hadde alarmert boresjefen på et tidlig tidspunkt. Max hadde lagt igjen et inntrykk som er observant og dyktig geolog. Det skulle bli nyttig et knapt år senere.

[1] Direkte oversatt betyr mudlogger boreslamslogger. Uttrykket er imidlertid litt misvisende, ettersom jobben ikke handler om boreslammet, men om gass, olje og bergartsfragmenter som følger med boreslammet.

Cod-feltet

Selv om brønn 7/11-1 var et funn, tok det flere brønner og flere år før det ble klassifisert som et felt. Gass- og kondensatfeltet Cod kom i produksjon i 1977 og produserte 2,9 millioner m3 olje (18 millioner fat) og 7,3 milliarder m3 gass inntil det ble stengt i 1998. Men det er en annen historie.

Brønngeologen drar ut

Ocean Viking, august 1969.

Max Melli var nå ansatt som brønngeolog (”well site geologist”) for Phillips og var dratt ut til brønn 2/4-1X (brønnen har senere fått navnet 2/4-1 av Oljedirektoratet) som da ble boret midt i den geologiske provinsen vi nå kjenner som Sentralgrabenen.

Ryktet om den dyktige mudloggeren hadde spredt seg i oljemiljøet, og Max hadde fått flere jobbtilbud. Valget falt på Phillips, noe han ikke har angret på i ettertid, og 1. juli 1969 startet han på Norgeskontoret som den gang lå i Oslo.

Max tilbrakte de første ukene etter at han ble ansatt i Phillips på kontoret i Oslo. Der jobbet han sammen med den alltid smilende letesjefen Hank Heikkila, amerikaner med finske aner, og den noe eldre og mer erfarne geologen Sid Warner, også han amerikaner. Sammen stod de for oppfølging av letebrønnene, korrelering mellom brønnene og seismisk kartlegging. Med sin bakgrunn som mudlogger ble Max satt til å lage et kart over gassanomalier. Kartet pekte ut Ekofisk-området som det området som hadde størst konsentrasjon av grunn gass.

Men da 2/4-1 ble påbegynt 25. august 1969, dro Max ut for å følge boringen, og nå var han brønngeolog, jobben som mudlogger var forbi. Arbeidet bestod i å følge boringen fra minutt til minutt, samle inn alle nødvendige prøver, beskrive dem grundig, samt umiddelbart å si fra til boresjefen hvis det skulle inntreffe kritiske situasjoner. På det mest hektiske ble det derfor ikke mye hvile. Det gikk i ett, døgnet rundt, og ansvaret hvilte tungt.

De neste månedene skulle han tilbringe det meste av tiden offshore. Det kunne selvsagt være kjedelig å sitte på en borerigg midt ute i Nordsjøen, dag etter dag, uke etter uke, i alle fall på de lange dagene da borekronen kun gikk gjennom grå, monoton leirstein, men denne gang skulle det bli mer spenning enn det noen geolog kunne drømme om. Max skulle bli den geologen som først påviste olje i det som vi nå vet er det aller største oljefeltet på norsk sokkel.

Ekofisk

Oljen i Ekofisk-feltet ligger i ørsmå porer i kalkstein (kritt) som ble avsatt i sen kritt (Torformasjonen) og tidlig tertiær (Ekofiskformasjonen). Kalksteinen består av bitte små kalkplater (kokkolitter) fra en helt spesiell type alger. Det som er spesielt med Ekofisk-reservoaret (og flere andre felt i nærheten) er at porøsiteten er høy, mens permeabiliteten er lav. Oversatt betyr dette at det er plass til veldig mye olje inne i bergarten, men at oljen vil ha vanskeligheter med å strømme gjennom den. Årsaken er at forbindelsen mellom porerommene er usedvanlig trange, bare noen tusendels millimeter. Grunnen til at oljen likevel kan produseres, er at reservoaret er gjennomsatt av tynne sprekker.

Når det gjelder hvor mye olje som ligger i et felt, skiller vi mellom tilstedeværende olje og produserbar olje. Den prosentvise mengden (utvinningsfaktoren) som produseres varierer fra felt til felt. I de verste tilfellene er det ikke mulig å produsere mer enn 10-15 prosent, mens det i beste fall kan produsere mer enn 70 prosent.

I Ekofisk-feltet har utvinningsfaktoren steget hele tiden siden produksjonen startet. I begynnelsen ble det antatt at den kun ville være 17 prosent. Med gass- og omfattende vanninjeksjon forventes det at utvinningsfaktoren vil ha steget til mer enn 50 prosent når feltet en gang om 40-50 år blir stengt ned.

De opprinnelige mengdene med produserbar olje i Ekofisk-feltet var 528,5 millioner m3 olje (3,3 milliarder fat) og 156 milliarder m3 gass. Derfor er Ekofisk Norges nest største oljefelt (målt i utvinnbare mengder petroleum, bare Statfjord er større) og et av de største gassfeltene på sokkelen. Men hvis vi regner tilstedeværende olje, er Ekofisk det største feltet på norsk sokkel.

Omtrent en fjerdedel av de utvinnbare ressursene er igjen, og i 2009 vil produksjonen være drøyt 200.000 fat olje per dag.

Ekofisk-feltet er også kjent for et stort antall innretninger og de mange menneskene som her har sin arbeidsplass. Det har blitt en liten by midt i Nordsjøen.

Norsk Hydro på orkesterplass

Bygdøy Allé, august 1969.

Sommeren 1969 var på hell. På Norsk Hydros kontor i Bygdøy Allé 2 satt en ung petroleumsgeolog og mottok telexmeldinger fra Nordsjøen. I meldingene stod det klart og tydelig at olje var påtruffet i den første brønnen som Phillips-gruppen, med Phillips som operatør, boret i blokk 2/4.

Men midt i de gode nyhetene hadde operatøren store problemer, oljen stod under trykk, og den strømmet med voldsom kraft ut av formasjonene, opp gjennom borehullet og inn i slamtankene på plattformen. Boreingeniøren og boremannskapet strevde febrilsk med å unngå en utblåsning. Det kunne fått fatale konsekvenser, både for mannskapet, boreriggen og den videre letingen på norsk sokkel. Det ble noen hektiske dager med lange telexmeldinger frem og tilbake mellom operasjonskontorene på Phillips sitt kontor i Tananger og på boreriggen Ocean Viking.

Geologen som så brått ble kastet inn i de dramatiske begivenhetene hadde begynt i jobben dagen etter at problemene på boreriggen Ocean Viking oppstod. Nå var han altså helt uforberedt havnet i den underlige situasjonen at han observerte en begivenhet fra orkesterplass (det var operatøren Phillips som stod på scenen) som, slik det senere skulle vise seg, ble svært avgjørende for landets fremtid.

Interessen fra ledelsen i selskapet var upåklagelig. Styret, med den legendariske generaldirektør Johan B. Holte i spissen, sørget for å holde seg løpende orientert via bl.a. geologen. De været at noe var på gang for industrigiganten som 64 år tidligere var tuftet på fossekraft. Fossekraften ble som kjent omdannet til elektrisitet og skapte et industrigrunnlag som Hydro fortsatt flyter på. Skulle energi fra olje og gass bli den neste stolpen for Norsk Hydro?

Norsk Hydros inntreden på norsk sokkel

Norsk Hydros inntreden i oljealderen begynte som partner med flere franske oljeselskaper i Petronord-gruppen. Ved tildelingen av lisenser i den første lisensrunden på norsk sokkel fikk gruppen 100 % andel i tolv blokker.

Fordelingen av blokkene de fikk tildelt er interessant, for blokkene ligger i hovedsak over høydedrag i bassenget eller nær norskekysten, altså i områder hvor dypet ned til mulige permiske reservoarer er innefor rekkevidde av boret. Permiske sandsteiner er reservoar i det gigantiske Groningen-feltet i Nederland, og letemodellen som mange av oljeselskapene benyttet både på norsk og engelsk sokkel inneholdt kildebergart fra karbon (kull) og reservoarbergart i permiske sandsteiner.

Phillips-gruppen på sin side fikk tildelt blokker som ligger sentralt i Nordsjøbassenget, nær grensen til Storbritannia. Det var følgelig bare en ubetydelig grad av overlapp mellom kjerneområdene for de to lisenstildelingene. Phillips var interessert i mesozoikum og tertiær fordi de kom fra Mexicogulfen. De kjente igjen saltstrukturene som var opphav til oljefeller i dette området.

Et ønske om risikospredning førte til at de to gruppene byttet 20 % av andelene i hverandres blokker. Phillips-gruppen fikk 20 % i de lisene som Petronord-gruppen hadde fått i den første konsesjonsrunden, mot at Petronord-gruppen fikk 20 % i de lisensene som Phillips-gruppen hadde fått. Denne formen for risikospredning er også vanlig i dag. Bytte av lisensandeler er en del av hverdagen. Noen ganger betyr det tap, andre ganger gevinst, men over tid jevner det seg gjerne ut. På godt norsk kaller vi det å satse på flere hester i stedet for bare én.

I ettertid kan vi fastslå at det var Petronord-gruppen som gjorde den desidert beste handelen, for frem til i dag er det bare funnet helt ubetydelige mengder olje og gass i de opprinnelige Petronord-blokkene. Alle større funn, inklusive Ekofisk, ligger i de blokkene som Phillips-gruppen fikk tildelt.

Norsk Hydro fikk som en følge av denne byttehandelen derfor en flying start på sin inntreden i oljevirksomheten, og man kan bare spekulere hvordan Hydro ville ha utviklet seg som oljeselskap om denne handelen ikke hadde gått i orden.

Eigill Nysæther

Den første petroleumsgeologen

Eigill Nysæther hadde som en av de aller første her i landet tatt hovedoppgave i geologi på Svalbard noen år tidligere. Professor Anders Kvale, som selv var en dyktig strukturgeolog, ønsket at instituttet han ledet skulle bygge opp kompetanse innenfor sedimentologi og sedimentære bergarter. Det siste var det nok av på øygruppen langt der oppe i nord (det var enda lengre til Svalbard den gangen, før flyplassen kom i 1975), og fordi Eigill hadde vært med Norsk Polarinstitutt som assistent tre somre, og hadde fått godt skussmål, ble han forespurt om han kunne tenke seg å ta hovedoppgave i sedimentologi på Svalbard. Det fristet den lovende studenten, så i stedet for geofysikk på Jordskjelvstasjonen ble det geologi på Geologisk institutt.

Men den modige unggutten, som ikke hadde gjennomgått noen grunnkurs i sedimentologi (det fantes ikke noen slike kurs ved Universitetet i Bergen den gang), fikk ingen veileder i felt. Feltarbeidet ble langt på vei et selvstudium, og med en lærebok av Pettijohn i venstre hånd og en hammer i høyre hånd, tilbrakte han somrene 1962 og 1963 ved Ulladalen i Van Keulenfjorden. Gradvis forstod han mer og mer, både av Svalbards geologi og sedimentære bergarter, slik at eksamen kunne avlegges i 1966.

Svalbardoppholdet betalte seg godt. For da et fransk oljeselskap i 1964 trengte en guide for å lære mer om geologien på Svalbard, var Eigill rett mann på rett sted. De må ha likt det studenten fortalte, for året etter ville de igjen ha han som ekskursjonsleder, nå på rundtur til noen av fastlandets sedimentære bergarter, med bl.a. kambro-silur i Oslofeltet, mesozoikum på Andøya og devonfeltene på Vestlandet.

Kontakten med franskmennene ga ham en annen unik sjanse. De franske selskapene hadde på denne tiden inngått en avtale med Norsk Hydro om felles innsats i Nordsjøen (Petronord-gruppen), og de tipset selskapet om studenten i Bergen. Etter at han var ferdig med hovedfaget, fikk han derfor tilbud fra Norsk Hydro om ett års studier i petroleumsgeologi ved Institut Français du Pétrole (IFP) i Paris. Full stipendiatlønn og andre fordelaktige godtgjørelser fulgte med. Året i storbyen likte han så godt at han like godt ba om å få studere i ett år til, nå ville han ta petroleumsgeofysikk. Søknaden ble innvilget, og da alle eksamener var avlagt, fikk han att på til jobbe noen måneder ved Elfs hovedkontor i Paris. På den måten fikk han også nødvendig praktisk erfaring.

Slik ble Eigill Nysæther vår aller første geolog med formell utdannelse i petroleumsgeologi.

Etter et mellomspill ved Universitetet i Bergen begynte Eigill i Norsk Hydro 1. september 1969. Da var det bare gått akkurat en uke siden Phillips hadde påbegynt brønn 2/4-1. Tre år etter at den aller første brønnen ble boret i 1966 (8/3-1), var dette den 32. letebrønnen på norsk sokkel.

Vi kan prøve å forestille oss den unge mannen der han satt som eneste geolog i oljedivisjonen i 14. etasje med telefon og telex som de viktigste arbeidsredskapene. Data var det nok av, men det ble liten tid til å fordype seg i noe som helst, for samtidig med at han kom inn døren til Norsk Hydro, skjedde det spennende ting, spennende nok til å fengsle en ung geolog som for aller første gang i sin karriere var observatør til boringen av en letebrønn på den norske kontinentalsokkelen. Men ikke nok med at han fikk følge med i boreoperasjonen, det ble påtruffet olje, og lenge trodde både han og kollegene at Phillips hadde gjort et ordentlig oljefunn.

Den første oljen var dansk

På dette tidspunkt, høsten 1969, hadde det vært tre år med høy aktivitet. Det hadde blitt boret mer enn 30 brønner, skutt seismikk, gjort en mengde analyser av både stein- og oljeprøver, og skrevet utallige rapporter om mulighetene for å finne olje og gass utenfor det norske fastlandet.

Oljeselskapene hadde derfor skaffet seg mye kunnskap om norsk sokkel mellom 56 og 60 grader nord. Det var likevel ennå ikke gjort noe funn som hadde blitt erklært kommersielt. Men, og det er viktig å forstå i ettertid, alle de nødvendige ingrediensene som skal til for å ha et aktivt petroleumssystem var påvist på det tidspunktet Phillips begynte å bore på Ekofisk-prospektet. Det var funnet kildebergart, reservoarbergart, takbergart og mange forskjellige typer feller, og derfor var det mange gode grunner til å fortsette letingen.

I ettertid har vi lært at Phillips-gruppen, til tross for mange positive indikasjoner, helst ville ha trukket seg ut i stedet for å bore 2/4-1. Selskapet hadde egentlig oppgitt norsk sokkel, men myndighetene viste til lisensavtalen, og Phillips hadde ikke noe annet valg enn å bore én brønn til. Alternativet ville vært å betale en erstatning til staten og samtidig legge riggen i opplag, etter som den ikke hadde noe annet oppdrag på dette tidspunktet. Det ville bety en stor utgift. Da var det bedre å bore en brønn, selv om risikoen for å bore tørt ble betraktet som stor. Men det er som kjent ”håp i hengende snøre”.

Da brønn 2/4-1 ble påbegynt var dette den niende brønnen i Sentralgrabenen i norsk sektor. Som vi har hørt var det allerede gjort et lite funn i paleocene sandsteiner i det som senere ble Cod-feltet, og i kritt kalksteiner på dansk sokkel var det gjort et ikke-kommersielt funn i prospektet Anne. Denne brønnen, A1-X, var faktisk den aller første som fant olje i Nordsjøen. Men feltet, som senere fikk navnet Kraka, ble ikke satt i produksjon før i 1991. Da ble reservene anslått til 28 millioner fat olje. På 1960-tallet var dette lite for et felt til havs og under så krevende forhold som det er i Nordsjøen. I dag er imidlertid felt av denne størrelse svært ettertraktet blant de mindre oljeselskapene på norsk sokkel.

Phillips hadde på dette tidspunktet ikke noen klar formening om hva slags reservoar de var på jakt etter. Paleocene sandsteiner var likevel en klar kandidat pga. funnet i nordvest.

Hensikten med brønnen

“The objective of the 2/4-1x well was to test the hydrocarbon potential of the Tertiary and the top of the Mesozoic.”

Fra Completion Report

Nesten utblåsning

Brønn 2/4-1 ble påbegynt 21. august 1969 med boreriggen Ocean Viking på 71 meters vanndyp. Hensikten var å undersøke om det kunne være olje eller gass i tertiær eller i toppen av kritt.

Det går fort å bore gjennom den bløte leiren i toppen av hullet, og etter bare en ukes tid, den 30. august, var det satt foringsrør både ved 480 fot (146 m) og 2044 fot (623 m), og boret var kommet ned til 5452 fot (1662 meter; oljeverdenen opererte den gang ikke med metriske enheter, alt gikk i fot, fat, ppg (pounds per gallon)).

Da – sent lørdag kveld – oppstod problemene. Trykket fra formasjonen økte plutselig, ingen var forberedt på noe slikt, og med stor kraft strømmet olje inn i borehullet. Boreslammet var ikke tungt nok til å motstå det store trykket. Blandingen av slam og olje ble presset oppover borehullet og inn i de store slamtankene på dekk.

Brønnen hadde tatt en ”kick”, et brønnspark, som betyr at formasjonstrykket er større enn trykket av boreslammet, og hvor konsekvensen er at væske strømmer inn i hullet. I verste fall, hvis boreingeniørene ikke klarer å kontrollere en slik situasjon, kan det bli en utblåsning (”blowout”).

Hendelsen ble omtalt i norsk presse som en nestenulykke, og Max – som satt på ”første rad” – legger ikke skjul på at den berømte og beryktede riggsjefen (”rig supervisor”) Eddie Seabourn gjorde en kjempeinnsats for å forhindre en utblåsning. Under hans ledelse klarte mannskapet å kontrollere trykket og forhindre det som kunne fått en forferdelig utgang. Problemene var så store at brønnen likevel måtte oppgis, nesten før den var begynt.

I den endelige brønnrapporten kan vi lese ”… drilled to 5452 feet and the well started to kick. The mud was heavily cut with oil and gas, then lost cirulation”, og ”… the hole was plugged and abandoned because of the continuing operational problems”.

I Well Completion Report (en standardrapport som alltid utarbeides etter at en brønn er ferdigboret) for 2/4-1 er det et tillegg som merkelig nok er skrevet på norsk, og som var basert på telefonsamtaler noen hektiske dager i begynnelsen av september: ”Ved boringen av hull 2/4-1 begynte kromatografen å vise antydning til gass ved ca. 4562’. Da borehodet var på 5452’ fikk man en kraftig utstrømning av boreslam fra hullet (”well-kick”). Slamvekten var 13.3 ppg, og økningen i slamtankene ombord på plattformen var ca. 25 bbls (4 m3). Dette skjedde omkring kl 01.00 den 31.8. Fra ca. 4722’ til 5452’ hadde man boret gjennom vekslende lag av dolomitt, limestone (kalkstein) og leire sannsynligvis fra Miocene perioden.”

Men, som vi nå vet, var det også gode nyheter å rapportere, lengre ned kan vi lese følgende: ”Man regner med at ca. 50 bbls (8 m3)væske, 98 % olje + 2 % ferskvann, totalt trengte inn i borhullet. Det er foreløpig for tidlig å si om man har en forekomst av betydning, men man håper å kunne bevare hullet i en slik tilstand at det kan produksjonstestes.”

Hullet måtte oppgis, men det var funnet olje, og det er grunn til å tro at spenningen vokste til de store høyder hos de involverte oljeselskapene, selv om ingen riktig visste hvor mye olje som var funnet. Hadde de endelig gjort det store funnet, etter alle de tapre forsøkene som så langt hadde vært delvis mislykket?

Nytt forsøk

Det var fortsatt ennå 1600 meter ned til det vi vet var hovedformålet ved brønnen, toppen av mesozoicum (kritt). Men brønnen måtte altså oppgis, og det ble besluttet å starte på nytt, bare en kilometer til siden. Den nye brønnen ble også plassert utenfor det geologene trodde var en kollapssone fordi de seismiske dataene var dårlige over toppen av strukturen. Senere ble det klart at de seismiske signalene blir forstyrret av gass i sedimentene. De blir også forsinket, slik at reflektorene ser ut til å ligge dypere enn det de egentlig gjør. Den såkalte kollapssonen var derfor ikke reell.

Brønn 2/4-2 ble påbegynt 18. september med den samme boreriggen og det samme mannskapet som hadde boret den første brønnen (Phillips kalte brønnen 2/4-1AX, men Oljedirektoratet har i ettertid gitt den navnet 2/4-2 i tråd med ”norsk standard”). Max reiste ut til Ocean Viking på nytt. Denne gangen med klar forespørsel fra sjefen for Phillips sitt kontor i Oslo om å finne olje: ”Max, come back with a lot of oil, will you?” Og med en klar formaning. ”But stay away from the collapse zone. We don’t want trouble”.

Igjen gikk det fort unna, men denne gangen var boremannskapet enda mer oppmerksomme enn de var forrige gang, de visste at de skulle bore gjennom geologiske lag som kunne forårsake problemer, og de visste at de kanskje var i ferd med å gjøre et stort oljefunn. Spenningen var derfor til å ta og føle på da boret nærmet seg det nivået hvor det ble påtruffet olje i den forrige brønnen. For å redusere risikoen for boreproblemer, ble det for sikkerhets skyld satte et foringsrør ved 5272 fot (1606 m), rett over den antatt problematiske sonen. Etter at foringsrøret var satt, og boringen fortsatte, ble det også benyttet høyere vekt på boreslammet for å hindre at formasjonsvæske (olje eller vann) trengte inn i borehullet.

Bare knappe 60 meter under foringsrøret var nysgjerrigheten så stor at det ble besluttet å ta en kjerne. Til tross for at det verken var påtruffet reservoarbergart eller olje. Max rapporterte imidlertid bare om leirstein, ingen ”shows”, helt ”tørt”. Det var nok mange som klødde seg i hodet disse høstdagene, men i dag har vi forklaringen på at det var olje i den første brønnen, men ikke i den andre. Olje og gass lekker opp gjennom skifre og leirstein fra det reservoaret som vi i dag kjenner som Ekofisk-feltet, men den har bare blitt ansamlet i tynne dolomittlag som hadde svært begrenset utstrekning. Boret hadde altså rett og slett ikke truffet reservoaret denne gangen.

Kun skifer

Borehullsgeologen rapporterte bare om skifer med forskjellige farger da 2/4-2 boret gjennom det intervallet det var funnet olje i like ved: ”Towards 5450 feet the shale becomes dark grey and is intercalated with light grey-light brown marls occasionally becoming very calcareous. From 5620 feet to the base of the unit the shale is grey, greenish non-calcareous occasionally dark brown, with thin beddings of white dolomites and sand scattered throughout the unit”.

Fra Completion Report 2/4-2

Olje!

Boringen fortsatte imidlertid ufortrødent videre. I ti lange dager og enda lengre netter så ikke Max og kollegene hans annet enn grå skifer iblandet litt kalkstein. Ingen tegn til reservoarbergart. Men det var tegn på at det kunne ligge olje og gass lengre ned. For boreslammet var fullt av gass. Gassmåleren gjorde store utslag. Så her gjaldt det å være på vakt, i dobbel forstand.

Etter å ha skiftet borekrone, fortsatte boringen tidlig om morgenen den 25. oktober. Klokken var bare blitt fem på morgenkvisten da Max ble purret ut. Mørkt og kaldt i været, men inne i laboratoriet var det varmt og godt. Med litt kruttsterk kaffe våknet kroppen fort til liv.

Borekronen var på 3038 meter (9970 fot), og det gikk sakte nedover, omtrent tre meter i timen. I to timer fortsatte Max å beskrive skifer og følge med på gassmåleren, men ganske nøyaktig klokken sju kom det magiske øyeblikket. Boringen gikk med ett mye fortere, noe som tydet på at boret hadde truffet på en helt annen bergart enn skifer. Riktig nok.

Med erfaringen fra brønn 7/11-1 friskt i minne, et drøyt år tidligere, forventet Max å påtreffe sandsteiner i paleocene lag. Men det var ingen sandsteiner å finne. Borekronen gikk fra skifer og rett inn i kalkstein på 3045 meter (9990 fot). Men best av alt, den var svart av olje, og under fluoriserende lys ga den fra seg en intens gylden glød, flottere og gulere enn brønngeologen hadde sett noen gang før.

Max beretter at han trodde de hadde funnet en gullgruve og ikke et oljereservoar.

Boringen ble derfor stoppet etter å ha boret bare seks meter inn i reservoaret. I stedet ble det gjort klar for å ta kjerneprøver som gir mye bedre informasjon om reservoaret enn oppknuste steinfragmenter. Kjerneprøvene er sylindriske, i beste fall kommer det en sammenhengende kjerne opp. Det ble også begynnelsen på noen svært hektiske dager for både boremannskapet, mudloggerne og geologen. Samt en rekke interesserte som fulgte operasjonene fra land.

Eigill Nysæther, som satt på Hydros Oslo-kontor, og nå var blitt litt varmere i trøya, beretter om meterlange telex-meldinger som beskrev bergartene og oljefunnet i detalj.

Det var Max som hadde ansvaret for kjernebeskrivelsene og de lange telexmeldingene. Dag etter dag, og natt etter natt, krøp han rundt på dekket hvor kjernene var lagt ut, og med lupe, lineal, blyant og papir og gjorde han sine observasjoner og nedtegnelser. På land var de interessert i hva slags reservoar de hadde truffet, og gjennom de detaljerte beskrivelsene fikk de svar. De ble neppe skuffet. For det var helt tydelig at porøsiteten var høy. Og selv om permeabiliteten så ut til å være lav, var reservoaret fullt av tynne sprekker som oljen kunne flyte gjennom.

Etter at kjernene var tatt, og hullet boret ned til det endelige dypet et stykke under oljesonen, var det tid for å kjøre de elektriske loggene. Disse gir ekstra informasjon om reservoaret så som porøsitet, leirinnhold, vannmetning og oljemetning, og er standard prosedyre i enhver oljebrønn. Phillips benyttet serviceselskapet Schlumberger til dette. Og mens loggingen pågikk, var Max i nesten kontinuerlig kontakt med sine to kolleger på land, Heikkila og Warner, men de måtte snakke i kode for å unngå at konkurrentene snappet opp nyheten.

Så snart loggingen var avsluttet, dro geologen med helikopter inn til land og fløy umiddelbart til Oslo. Her ble det igjen lange dager, og sammen med en irsk geolog som var sendt over fra London-kontoret, regnet de på porøsitet og oljemetning, om og om igjen. De kunne nesten ikke tro sine egne øyne. Porøsiteten ble beregnet til 50 prosent i de øvre delene av reservoaret, og vannmetningen var nesten null. Og selv om den synlige permeabiliteten var liten, ble det kompensert av intens oppsprekning som lett kunne sees i mikroskop.

Tiden var inne for å regne reserver, og de ble ganske voldsomme, for oljekolonnen var høy og strukturen stor. Nå begynte de store gutta fra hovedkvarteret i Bartlesville, Oklahoma, også å komme til Oslo. Da kunne feiringen begynne. Noe det i høyeste grad var grunn til. Phillips ble med brønn 2/4-2 det første selskapet som fant betydelige oljereserver i Nordsjøen. Senere viste det seg at feltet ikke bare var stort, det var hva oljeindustrien kaller et gigantfelt (oljereserver større enn 500 millioner fat). Phillips hadde funnet en gullgruve, om ikke av edelt metall, så i alle fall sort gull.

Bekreftelsen

Operasjonene på boreriggen fortsatte i flere uker etter at Max hadde fløyet inn med borehullsloggene. Det ble besluttet å foreta produksjonstester. Dette er produksjon i liten skala for å få bedre kunnskap om hvordan reservoaret produserer over kort og lang tid. Slike produksjonstester er ganske vanlige, og i nye områder, hvor de geologiske forholdene er lite kjent, er de helt nødvendige for å kunne planlegge den fremtidige produksjonen.

Fire produksjonstester (DST; drill stem test) ble forsøkt utført, men bare én var vellykket. Den siste produserte 1071 fat (170 m3) per dag, og den bekreftet til fulle at det var gjort et stort oljefunn i kalksteiner med en oljekolonne i brønnen på 676 fot (206 meter). På grunn av dårlig vær ble operasjonene avsluttet etter dette.

Ekofisk var funnet, og Max hadde sittet tett på hele tiden. Vi gjetter derfor på at begivenhetene høsten 1969 representerer høydepunktet i karrieren hans. Ikke bare var han nøkkelmann på riggen under de hektiske dagene da boret gikk inn i kalksteinen, han beskrev også alle kjernene gjennom hele reservoaret, var til stede under selve loggingen, og som kronen på verket dro han direkte til Oslo hvor han sammen med de andre geologene umiddelbart stod for de første beregningene av hvor mye olje feltet kunne inneholde. Og som vi nå vet, Ekofisk ble det første kommersielle oljefeltet i Nordsjøen, og ikke et hvilket som helst felt, det er fortsatt det største på norsk sokkel, og det ruver i verdenssammenheng.

Eigill på sin side var en av noen ytterst få nordmenn som var vitne til begivenheten. Få i Norsk Hydro skjønte nok hva de egentlig var med på, for høsten 1969 var det ennå litt tidlig å si noe sikkert om størrelsen, at det faktisk var et gigantfunn. Men de erfarne amerikanerne luktet nok, i bokstavelig forstand, at noe stort var på gang.

Brønn 2/4-2 nådde totalt dyp 28. november og ble avsluttet på selve julaften uten at det hadde oppstått vesentlige problemer under operasjonen. Lille julaften 1969 sendte departementet ut en pressemelding om den mest verdifulle julegaven nordmenn noen gang har mottatt. I år der det gått 40 år siden denne begivenheten. (Myten sier at funnet ble gjort lille julaften dette året, men det er altså galt, funnet ble påvist allerede i oktober, men det ble gjort kjent på lille julaften.)

Tre avgrensningsbrønner (2/4-3, 2/4-4 og 2/4-5) ble boret i 1970 og bekreftet at feltet var svært stort. De fire letebrønnene ble senere (9. juni 1971) alle sammen satt i produksjon i påvente av at den egentlige produksjonen skulle begynne fra de faste installasjonene. Ekofisk er derfor helt spesiell i norsk oljehistorie ved at produksjonen kom i gang knapt to år etter at funnet var gjort.

PL 018

Phillips-gruppen ble i 1965 tildelt PL 018 (produksjonslisens) som omfattet blokkene 1/5, 2/4, 2/7 og 7/11. Gruppen bestod foruten Phillips av belgiske Fina og italienske Agip. Senere kom Petronord-gruppen med Bureau de recherche de pétrole (forløperen til Elf) og Norsk Hydro med i lisensen som en del av en større byttehandel.

 

Norsk Hydros situasjon

For Norsk Hydro, som på dette tidspunkt hadde deltatt i 10 hull gjennom de to gruppene, var det viktig at man snart så resultater av de mange millionene som de til da hadde blitt sprøytet inn i letevirksomheten og boreoperasjonene.

Hydro var på denne tiden i hovedsak et gjødselselskap, og det var inntekter fra framtidige salg av gjødsel som lå til grunn for den videre deltakelsen i oljevirksomheten. Ledelsen og styret i selskapet hadde vist stor djervhet i å satse på å finne olje i Nordsjøen. Det var ikke bare det at selskapet var helt uten ekspertise på dette feltet. Men området som var valgt for selskapets inntreden i denne risikosporten kunne nesten ikke ha vært verre. For Nordsjøen var kjent for å være et av de villeste og mest forblåste havområder på kloden. I tillegg til usikkerheten om det fantes olje under fiskebankene i området, var det også knyttet en stor grad av usikkerhet til om det ville være mulig å utnytte funn i et område der havdypet nærmet seg 100 meter. Man hadde ikke tidligere produsert olje i slike værharde områder, så hvis det ble gjort et funn måtte det utvikles ny teknologi for å få oljen opp og til land.

De andre selskapene var profesjonelle i gamet. De visste av erfaring at det vanligvis gikk lang tid mellom hvert funn og var beredt på å vente. Men for Hydro begynte det å haste. Derfor var gleden og optimismen stor i Bygdøy Alle 2 da det ble funnet olje i den første brønnen på Ekofisk-strukturen (2/4-1), og skuffelsen tilsvarende stor da det ikke var tegn til verken reservoarbergart eller olje i den andre brønnen (2/4-2) da borekronen kom ned til de miocene kalksteinene. Derfor stod nok jubelen i taket noen uker senere da det viste seg at brønnen var full av olje i kalksteiner fra kritt og tertiær.

Eigill Nysæther

 

 

 

 

Det viktigste fra de siste dagene

Korpfjell spuddet

Nedtellingen har begynt

Modererer synet på gruvedrift


geo365 Nyhetsbrev

0 Comments