|
|
Klikk for nedlasting
I sin første letebrønn som operatør fant Pertra olje. Det viser at de små, uavhengige oljeselskapene har sin berettigelse. De kan, slik myndighetene har lagt opp til, bli en viktig brikke i jakten på "den siste oljen" i de modne geologiske provinsene på norsk sokkel.
- Fortsetter vi å finne olje på prospektene våre, kan det bli mange fine fjellturer på meg, spøker Tom.
Tom Bugge er letesjef i Pertra, og tidlig i oktober foretok han sin egen førstebestigning av Sør-Trøndelags høyeste fjell, Storskrymten, som har gitt navn til Pertras første oljefunn (se www.GEO365.no/pertra) . Tidligere har selskapet bestemt at alle prospektene skal ha navn etter midtnorske fjelltopper. Like bortenfor Storskrymten ligger Grytkollen som har gitt navn til det dypeste prospektet i brønn 15/12-18S, som Pertra borer i høst.
Hos Pertra stod jubelen i taket tidlig om morgenen torsdag 27. september. Tom forteller hvordan han opplevde timene i forkant av funnet.
- Onsdag kveld visste vi at vi nærmet oss reservoaret. I følge prognosen var det bare få meter igjen, og gassverdiene i boreslammet økte. Det var et godt tegn, og det var veldig fristende å bli sittende på kontoret utover natten.
Men av forskjellige årsaker gikk boringen sakte. Tom dro derfor likevel hjem henimot midnatt. Det viste seg at det var en riktig vurdering, for først da han kom på kontoret tidlig neste morgen, var borekronen på full fart inn i reservoaret. Øyeblikket - som alle hadde ventet på i de tre ukene siden boringen begynte - var kommet.
- Boreparametrene overføres i sann tid fra riggen til kontoret, og det var helt tydelig at vi var på vei inn i reservoaret. Rett bak borekronen ligger gammaloggen som måler bergartenes naturlige radioaktivitet, og denne bekreftet at vi gikk fra skifer (takbergarten) til sandstein (reservoarbergarten). I noen få uutholdelige spennende minutter ventet vi på svar om reservoarsandsteinen inneholdt olje. Omtrent på samme tid fikk vi to uavhengige meldinger som ga oss det svaret vi ønsket å høre.
Resistivitetsloggen, som ligger 15-20 meter bak borekronen, gjorde et stort utslag. Årsaken er at olje har høyere elektrisk motstand enn vann. Samtidig ringte brønngeologen fra riggen og fortalte at det var olje i borekakset. Han rapporterte om det som oljegeologene kaller "shows".
- Full treff i første brønn, kommenter Tom. - For dette er den første brønnen som vi er operatør for etter at vi ble et uavhengig oljeselskap for noen år siden.
- Dette var innmari artig. Vi feiret med et lite glass champagne, legger han til.
Boresjef Odd Inge Sørheim (GEO 06/2007) var på riggen (Mærsk Giant) kvelden i forveien og visste selvfølgeig godt at de nærmet seg reservoaret. Men dessverre måtte han dra inn til land rett før borekronen kom så langt. Helikopteret kom noen timer "for tidlig".
- Boringen gjennom kalksteinene over reservoaret gikk ganske sakte, så det drøyet litt for lenge til at jeg fikk oppleve at vi boret inn i sandsteinene med olje. I timene før var det likevel tydelig at noe ekstra spennende var på gang. Mengden med gass i boreslammet økte, og i slike tilfeller er det lov til å håpe på at det ligger olje i reservoaret under, forteller Odd Inge.
- Det ble en kort natt, forteller også Erik Haugane, adm. direktør i Pertra, og nå lykkelig sjef for det første av våre nye "småselskaper" som finner olje i en brønn de selv opererer.
Han var så heldig at han selv var til stede på kontoret da funnet ble gjort.
- Sent om kvelden visste vi at vi var like over reservoaret, men så gikk borehastigheten ned til 2-3 meter per time i en sone med kalkstein. Samtidig så det ut til at reservoaret lå litt dypere enn vi hadde antatt på forhånd. Så vi bestemte oss for å vente til neste morgen, forteller Erik.
Det ble likevel ikke mange timer med søvn. Vi gjetter på det ikke er lett å få sove i en slik situasjon.
- Om morgenen kunne alle som ville følge med mens vi gikk inn i reservoaret, og det var "stinn brakke". Loggene ble vist på storskjerm i sann tid, og ca. klokken åtte var det tydelig at vi hadde kommet inn i en ren, fin sandstein.
Nå hadde selskapet fått svar på den første usikkerheten, om det var reservoar eller ikke. I verste fall ville det ikke vært sandstein i det hele tatt i de paleocene lagene, slik mange av skeptikerne sa på forhånd. Nå var det endelig bekreftet at den geologiske modellen i alle fall delvis var riktig.
- Vi trakk et lettelsens sukk, sier Erik.
- Da så skjedde, stod jubelen i taket, og vi fikk en lang diskusjon om hva loggene fortalte. Men ingen var i tvil om at det var olje i sandsteinene. Ikke lenge etter ble champagnen sprettet.
For Pertra betyr det enormt mye at de allerede nå kan vise til suksess. Aksjemarkedet verdsatte også de gode nyhetene. Kursen spratt umiddelbart opp nesten 20 %.
- Vi er det første av de nye oljeselskapene som gjør et funn som operatør. Det viser at vi har mange dyktige fagfolk og at selskapet har kompetanse.
- Dette funnet beviser også at den geologiske modellen vår er riktig. Den paleocene letemodellen fungerer i denne lisensen. Det betyr igjen at vi har flere lignende prospekter å bore i fremtiden, avslutter Erik Haugane.
I forkant av denne boringen hadde Revus, en av partnerne i lisensen, anslått sjansen for å gjøre et funn til 34 %, og de antok at det var ca. 40 millioner fat utvinnbar olje i prospektet. Pertra på sin side anslo sjansen til hele 48 %. Anslaget for hvor mye olje som er til stede og kan produseres var på 38 millioner fat, eller for å si det litt mer "korrekt" i hht. norsk standard, ca. seks millioner kubikkmeter.
En viktig brikke for å bestemme størrelsen på feltet er å forstå utstrekningen. I forkant hadde geologene og geofysikerne laget et kart som viser toppen av reservoaret. Som vi ser er var det meningen å treffe på det høyeste punktet (15/12-18S, rød farge), mens en sidestegbrønn, hvis den blir boret, skal treffe reservoaret dypere ned på strukturen (15/12-18A, grønn farge). Ved å følge konturen som "lukker" (2490) viser kartet (målestokken ligger i bunn) noe om hvor stort feltet kan være.
Det vil altså fortsatt gå litt tid før vi vet om funnet er stort nok til at det er kommersielt og kan bygges ut. Men uansett, det er funnet olje, og det er definitivt en fjær i hatten for Pertra generelt og noen dyktige geologer og geofysikere spesielt.
- Sandsteiner avsatt i paleocen tid (se geologiske tidsskala side 11) hører med til de viktigste reservoarene i Nordsjøen. Det var også i slike sandsteiner den aller første oljen ble funnet på norsk sokkel, forteller geolog Sigmund Hanslien i Pertra.
Sigmund har en lange karriere som geolog bak seg, bl.a. i Esso, og i mange år jobbet han med de geologiske problemstillingene rundt Balder-feltet. Etter at han begynte i Pertra har han vært hovedarkitekten bak prospektet Storskrymten (GEO 06/2007).
Borehullsgeologen studerer en vasket prøve, og etter en kort stund er hun eller han i stand til å identifisere hvilken bergart det er boret gjennom. Oppgaven er ikke alltid like lett, men med litt erfaring, koblet med kunnskap om den lokale geologien, går det som regel greit. "Skifer, grå til grønn, med spor av kalkstein," kan det for eksempel stå i notatene som blir sammenholdt med borehullsloggene. Men borehullsgeologen har én viktig oppgave til. Hver eneste prøve må studeres for å se om det er spor av olje i den. Hvis så er tilfelle, går "alarmen". I dette tilfellet er det et godt tegn, for det er nettopp olje det jaktes på.
Foto: Bent Sørensen
Høsten 1966, altså for drøyt 40 år siden, boret Esso 25/11-1, ca 100 km nord for 25/12-18S. Dette var den andre brønnen i norsk sektor, og det aller første funnet. Det tok likevel mer enn 30 år før Balder ble satt i produksjon.
- Det er altså ikke riktig at Ekofisk var det første oljefunnet på norsk sokkel, slik det ofte blir hevdet. Men Ekofisk var det første feltet som ble satt i produksjon, sier Sigmund.
Også i engelsk sektor ble det første funnet gjort med paleocene sandsteiner som reservoarbergart. Feltet Arbroath ligger ca. 100 km sør for Pertras brønn. Ved tusenårsskiftet var 43 felt med paleocen reservoar i produksjon i Nordsjøen, og de totale, opprinnelige reservene ble anslått til 5,8 milliarder fat olje, 520 millioner fat kondensat og 220 milliarder kubikkmeter gass (kilde: Millennium Atlas).
Funnet som Pertra har gjort i denne brønnen er for lite olje til å gjøre store utslag på statistikken over Nordsjøens oljereserver. Men, som vi vet, "mange bekker små gjør en stor å", og for nasjonen Norge er det nå viktig å finne alle de små feltene så fort som mulig. Det er fordi mange av dem kan være lønnsomme, så lenge de store feltene fortsatt er i produksjon. Når infrastrukturen om noen år er borte, kan det være for sent. Da vil det rett og slett koste for mye å bygge ut de små feltene.
Den geologiske tolkningen som geologene i Pertra har gjort i og rundt blokk 15/12 innebærer at reservoaret i prospektet Storskrymten består av sandsteiner avsatt i paleocen tid. Tyformasjonen (GEO 06/2007) er ett av mange sandsteinslag som ble avsatt tidlig i tertiær tid da områdene rundt Shetland ble hevet og Nordsjøbassenget sank inn. Reservoarbergarten i Balder-feltet er et annet.
- På Shetlandsplattformen rant elvene på denne tiden fra vest mot øst, og de bygget store deltaer der de møtte havområdet mellom Norge og Storbritannia. Gjennom paleocen og eocen, en periode på mer enn 25 millioner år, ble det bygget flere deltaer som i dag delvis ligger ved siden av og delvis oppå hverandre. Men ingen av dem ble så store at de kom inn i det som senere skulle bli norsk sektor av Nordsjøen, forklarer Sigmund
Mye av sanden i elvene ble transportert forbi deltaet og videre ut på dypt vann med undersjøiske strømmer.
- Foran deltaene, der vanndybden var større, ble det derfor avsatt tykke lag med leir, silt og sand. Sentralt i Vikinggrabenen, omrent midtveis mellom de to landene, er disse lagene enkelte steder totalt blitt mer enn 1000 m tykke. Lagene blir tynnere jo lenger øst vi kommer. Vi sier at de "kiler" ut, dvs. at de blir tynnere og tynnere for til slutt å forsvinne helt, sier Sigmund.
Kartet over prospektet Storskrymten gir en liten ide om hvor stort feltet kan være. Men for å gjøre pålitelige beregninger er det nødvendig å kjenne reservoarets egenskaper (for eksempel porøsitet og hvor mye skifer det er i forhold til sand) og hvor høy oljekolonnen er, dvs. hvor mange meter olje det er fra toppen av strukturen til olje/vann-kontakten.
© Pertra
Sandsteinene er avsatt av såkalte turbiditt-strømmer, eller undersjøiske ras hvor silt og sand flyter i en slags tung suppe (suspensjonsskyer) som har høyere tetthet enn vannmassene rundt. Når strømmene kommer til de dypeste delene av bassenget, der hvor dette flater ut, avtar farten, og de sprer seg ut som en vifte. Derfor kaller vi dem undersjøiske viftesystemer.
Flere av dem nådde så langt at de i dag ligger inne på norsk sokkel, og geologene kjenner dem under navnene Ty-, Andrew-, Heimdal-, Forties-, Hermod- og Friggformasjonene. Flere felt på norsk sokkel har disse avsetningen som reservoarbergart, bl.a. Jotun, Balder, Frigg og Grane.
Mens vanndypet i dag er 90 m der brønn 15/12-18S bores, ble disse sandene avsatt på dyp ned til 7-800 m.
- Vi har brukt seismiske data og lagt ned mye arbeid i å finne ut hvor langt øst sandene har blitt transportert. For hvis det er sandsteiner innenfor lisensområdet, kan det også være reservoar.
- Pertras oljefunn i lisens 337 er det aller første som er gjort av et av de nye oljeselskapene i de modne områdene av norsk sokkel, opplyser Johannes Kjøde i Oljedirektoratet.
Systemet med årlige tildelinger i modne områder startet i 2003 (Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder, TFO) og etterfulgte de såkalte Nordsjø-tildelingene (NST) fra 1999 til 2002.
Kjøde legger til at dette ikke er den første letebrønnen etter at systemet ble innført. Av de "nye" selskapene har DNO, Lundin, BG og Pertra boret på sine TFO-lisenser, men dette er altså det første funnet som er gjort. Nylig ble det kjent at også Lundin kan ha gjort et betydelig funn med brønn 16/1-8 lenger nord i Vikinggrabenen.
- For Pertra har det tatt tre år fra lisensen ble tildelt og til en brønn ble boret. For andre vil det ta lengre tid, og tilgangen til rigg er en avgjørende faktor for hvor fort en brønn kan bli boret.
- Det viser at dette er en bransje hvor tålmodighet er en nødvendighet, sier Kjøde.
Det er viktig å påvise tilleggsressurser i modne områder. Formålet med TFO-systemet er å gjøre det attraktivt for nye selskaper å drive virksomhet på norsk sokkel. Parallelt med de nye lisensrundene er det derfor også gjort endringer i skattesystemet og arealavgiften. At en mengde nye selskaper har latt seg friste, ser vi tydelig av søkerlisten i den pågående TFO-runden. Til sammen 46 selskaper søkte på én eller flere lisenser.
I Ressursrapporten 2007 skriver Oljedirektoratet at det ikke er mulig å se den fulle effekten av TFO-ordningen ennå. Men det er tydelig at myndighetene har lykkes i å tiltrekke seg nye selskaper til norsk kontinentalsokkel, og at de kan kunsten å finne olje.
Oppdatert: 19.11.2007 23:13
av Alf Kvassheim
Operatør
Pertra
Partnere
Revus
Bridge Energy
Dana Petroleum
