«A company maker»

Ekstensiv bruk av moderne, teknologiske verktøy gjorde at VNG hadde troen. Men størrelsen på oljefunnet utenfor Midt-Norge kom likevel som en stor, positiv overraskelse.

Historien gjentar seg gjerne. Nye analyser av en tørr brønn kan vise at det eksisterer et aktivt petroleumssystem der geologene tidligere hadde mistet troen. Dette leder igjen nysgjerrige utforskere til å se på området med nye øyne, og med ny og forbedret teknologi.

– Det tok 24 år fra Saga Petroleum fant olje i små mengder med brønn 6406/11-1 til vi gjorde et stort funn knapt ti km lengre mot øst med brønn 6406/12-3 S, forteller direktør for leting Erling Bergfjord i VNG Norge.

– Både Saga-brønnen, som av Oljedirektoratet ble klassifisert som et oljefunn (om enn med ikke-kommersielle mengder), og en samtidig Statoil-brønn, 6406/12-1 S, hadde olje i jura sandsteiner. Også Statoil-brønnen var viktig i den evalueringen vi gjorde, fordi det hadde blitt tatt flere kjerner og samlet inn mye data.

Bergfjord, strukturgeolog fra Bergen med lang erfaring fra Conoco og ConocoPhillips, forteller at dataene fra de to brønnene var helt avgjørende for å få en bedre forståelse av den aller sørligste delen av Haltenterrassen, på nedsiden av Frøyahøyden, og for å satse på nytt der flere små og store aktører tidligere hadde kastet inn håndkledet.

– Brønnene demonstrerte med all tydelighet at det hadde blitt generert olje i øvre jura kildebergarter, og både de elektriske loggene og kjernene fortalte oss at vi kunne påregne akseptable reservoaregenskaper. Det var altså bakgrunnen for at vi fattet interesse for et areal som var tilbakelevert to ganger tidligere.

Bergfjord refererer til at både Saga og Statoil hadde lisenser i dette området på 1990- og tidlig 2000-tallet, etter en tildeling i 12.konsesjonsrunde, mens Total, Centrica og VNG hadde lisensiert deler av det samme området etter en tildeling i TFO 2005. VNG ble så tildelt lisens 586 i TFO 2010 med Statoil som partner. Arbeidsprogrammet omfattet reprosessering av 3D seismikk pluss geologiske og geofysiske studier, før det enten ble tatt en eventuell borebeslutning eller arealet ble levert tilbake («drill or drop»).

Godt etablert

VNG Norge er en ganske ny deltaker på norsk sokkel. Selskapet ble etablert i 2006 med det mål for øyet å bli en produsent for å sikre morselskapets langsiktige kontrakter om levering av gass til kunder på kontinentet.

Morselskapet VNG – Verbundnetz Gas AG – ble etablert i det gamle Øst-Tyskland i 1958 og har hovedkontoret sitt i Leipzig. Virksomheten startet med produksjon av gass fra brunkull.

Selskapet stod lenge på tre pilarer: kjøp og salg av gass, transport av gass, samt lagring av gass i saltgruver. I 1996 ble VNG en kjøper av gass fra Norge, og ti år senere ble beslutningen om å etablere et lete- og produksjonsselskap i Norge effektuert.

– VNG Norge sin opprinnelige målsetting var å produsere ti prosent av den gassen morselskapet selger. Men de strategiske målene ble revidert i 2013, sier Hege Hayden, direktør for HR og kommunikasjon i VNG Norge.

Hayden forteller videre at det var fem forhold som gjorde at VNG AG valgte Norge for å etablere sin oppstrømsaktivitet: som gasskjøper hadde VNG allerede gode kontraktsrelasjoner med Norge, det var et godt potensial for å gjøre nye funn, Norge har geografisk nærhet til Tyskland, det er stabile politiske forhold og landet har et forutsigbart skatteregime.

Status i 2014 – åtte år senere – er at VNG Norge deltar i 38 lisenser, er operatør i 8 av dem, og har 80 ansatte (derav 40 prosent kvinner), hvorav halvparten jobber i Oslo, halvparten i Stavanger.

– Kontor på to steder ser vi på som et konkurransefortrinn fordi vi kan rekruttere i to arbeidsmarkeder og der folk bor, og fordi vi også kan tilby ansatte å flytte om de ønsker det på et annet tidspunkt, sier Hayden.

Så langt har selskapet kun lisenser i Nordsjøen og i Norskehavet, men det har kjøpt data i Barentshavet sørøst og vil evaluere disse med tanke på å bli med i den 23. konsesjonsrunden. VNG Norge har også etablert et datterselskap i Danmark som er med i to lisenser og et funn.

I tillegg til Pil- og Bue-funnene er VNG med i Snilehorn-funnet som Statoil opererer i Norskehavet. Og ikke minst er selskapet med i utbyggingen av Ivar Aasen-feltet på Utsirahøyden. Dette er et av de største funnene som er gjort på norsk sokkel de siste årene, og etter unitisering med Asha-funnet har VNG 4,5 millioner fat oljeekvivalenter i reserver, hvorav det meste er olje.

Gjennom Brage, Hyme, Njord og Draugen produserer selskapet omtrent 5000 fat olje per dag, året sett under ett, men i dag er produksjonene i overkant av 7000 fat per dag, noe de er godt fornøyd med. Ambisjonen er imidlertid 25 000 fat per dag fra norsk sokkel, og da er det nødvendig med mer leteareal

– I nærheten av Brage og Njord fikk vi tildelt nye areal i TFO 2013. Vi var i det hele tatt svært tilfredse med tildelingene i den runden, etter som vi satt igjen med 6 nye lisenser, hvorav 3 som operatør, forteller Bergfjord.

– Vi ønsker å gjøre funn som operatør, og være ansvarlig for utbygging, og for å nå dette målet tar vi sikte på 4-6 letebrønner per år, gjennom å være med i TFO samt gjøre oppkjøp av produksjon, slår han fast.

Finn nye partnere

I 2010, etter tildelingen i TFO 2013, ble VNG operatør for første gang med 60 prosent andel i lisens 586.

– Med Statoil som partner gjorde vi grundige studier i håp om å komme frem til en borebeslutning. Statoil var veldig konstruktive, de hadde den tekniske troen og hjalp godt til med å «holde liv» i lisensen, men til slutt tok selskapet en beslutning om ikke å bore en undersøkelsesbrønn.

– Statoil trakk seg altså ut, men vi fikk godkjent en søknad om å overta lisensen 100 prosent med det formål å skaffe partnere. De fleste selskapene på norsk sokkel ble invitert inn, og vi registrerte stor interesse.

Prosessen endte med at VNG fikk tre partnere: de to norske selskapene Spike Exploration og Rocksource, samt britiske Faroe Petroleum.

– Vi fikk gode tilbakemeldinger fra datarommet. Det var mange som så potensialet, men det var også flere av de selskapene som satte seg inn i prospektet som mente det var for lite til å være økonomisk.

Under prosessen med å skaffe partnere presenterte VNG en klar intensjon om å bore en undersøkelsesbrønn, og ganske raskt etter at de nye lisenspartnerne var på plass ble, det tatt en beslutning om boring.

– Vi hadde modnet prospektet for boring gjennom en rekke geologiske og geofysiske studier, konstaterer Bergfjord.

I dag kjenner vi resultatet. Den gode nyheten ble presentert i en pressemelding fra Oljedirektoratet i april i år. Der går det frem at VNG foreløpig vurderer funnet til å være mellom 50 og 170 millioner fat olje og gass i den første undersøkelsesbrønnen, 6406/12-3 S. Oljekolonnen var 135 meter med en overliggende gasskappe på 91 meter i øvre jura sandsteiner Produksjonskapasiteten var også god. Testen viste mer enn 7000 fat per dag.

Den opprinnelige planen var å foreta en produksjonstest i tilfelle det ble gjort et funn på Pil, for deretter å bore et sidesteg inn i prospektet Bue, men størrelsen ledet til en beslutning om umiddelbart å bore et sidesteg i Pil, 6406/12-3 B. Brønnen bekreftet et stort funn.

Til slutt ble naboprospektet Bue boret med brønn 6406/12-3 A. Også her ble det påvist olje. Denne gang i en 18 meter høy kolonne. De utvinnbare reservene i dette funnet blir foreløpig vurdert til mellom 6 og 25 millioner fat olje.

– Det var både mer og bedre reservoar i Pil enn det vi hadde forventet. Det er forklaringen på at funnet er større enn det vi hadde lagt til grunn i våre prospektanalyser, selv om de nåværende reservestestimatene på mellom 80 og 200 millioner fat utvinnbar oljeekvivalenter for Pil og Bue kombinert ligger innenfor det usikkerhetsspennet vi opererte med i forkant, sier Bergfjord.

Lisenskart for området rundt VNGs nye funn. © VNG Norge

Lisenskart for området rundt VNGs nye funn.
© VNG Norge

 «En god dag på jobben»

– Letemodellen for Pil- og Bue-prospektene minner om modellen som vi vet fungerer i Nordsjøen. Reservoarene i Ula-, Gyda- og Fulmar-feltene ligger for eksempel alle i sandsteiner på nedsiden av høyder, samt i migrasjonsveien for olje og gass dannet i øvre jura kildebergarter.

– Men i Norskehavet har denne modellen ikke hatt noen stor suksess, hittil, til tross for at det har blitt påvist både reservoar og hydrokarboner i flere brønner.

Geologene har imidlertid lenge visst at sand har blitt transportert fra landområdene i øst og ut på sokkelen gjennom sen jura tid. Vest for Vingleiaforkastningen ble sanden dumpet i et stort delta, og fra dette ble sand transportert videre ut på dypt vann.

– De grunnmarine delta-sandsteinene ligger midt i «kjøkkenet».

Kilde er altså en liten risiko i dette området. Nå har vi også fått til fulle bekreftet at det finnes sandsteiner med gode reservoaregenskaper, med porøsitet som til dels ligger over 20 prosent og permeabilitet som kan være flere darcy. Utfordringen er derfor å finne feller.

På halvdagsseminarene i Oslo og Stavanger i høst («Technology Driven Exploration»), i serien Hydrocarbon Habitats, fortalte Martin Gundem, geofysiker ved Oslo-kontoret, at nye seismiske data trigget både geologene og geofysikerne til å studere Pil-prospektet i detalj («Maturing geophysical observations into drillable prospects»). Ganske uventet kom de over en flatflekk som var vanskelig å bortforklare. Observasjonen ledet til nye geofysiske analyser og modellering, samtidig som geologene gjorde en grundig jobb for å sannsynliggjøre både kilde og reservoar.

– Flatflekken ga oss troen på et aktivt petroleumssystem. Den indikerte også at reservoaregenskapene var gode. Den ga oss i det hele tatt en trygghet for at vi var på rett spor, forteller Bergfjord.

– Vi brukte en rekke geofysiske metoder for å de-riske prospektet, og alle hadde den effekten at funnsannsynligheten økte.

Et nytt selskap

Pil- og Bue-funnene skal avgrenses. Men først skal tilstøtende areal utforskes med to letebrønner. Det skjer neste år når VNG får borerigg til disposisjon.

– Hensikten er å finne ut om det er mer olje i lisensen som kan gå inn i utbygningsplanene. Og ettersom vi har satt i gang studier for utbygningsløsninger for de to funnene vi allerede har gjort, vil ikke boringen av disse forsinke utbygningsplanene.

Det eksisterer allerede mange ideer for hvordan utbygningen skal skje. En mulighet er å knytte feltene opp mot Njord eller Draugen som ligger bare hhv. 32 og 60 km unna.

– Hvis letekampanjen resulterer i ytterligere funn, kan andre løsninger være aktuelle, mener Bergfjord.

VNG Norge har på kort tid blitt et helt nytt selskap. Tidsperspektivet er ikke neste lisensrunde eller neste boring. Tidsperspektivet er en flere tiår lang produksjonsperiode der VNG skal vise seg frem som en pålitelig operatør.

– Dette betyr mye for de ansatte, det gir dem utviklingsmuligheter, og når stillinger utlyses merker vi at interessen for selskapet har økt betraktelig.

– Nå vet alle hvem VNG Norge er. Funnene Pil og Bue har definitivt vært en «company maker», avslutter Erling Bergfjord, stolt geolog som har vist at det nytter å være standhaftig når man bare har troen.

Litostratigrafisk kolonne for den sørlige delen av Haltenterrassen. Oljen i de to funnene ligger i øvre jura sandsteiner. © VNG Norge

Litostratigrafisk kolonne for den sørlige delen av Haltenterrassen. Oljen i de to funnene ligger i øvre jura sandsteiner.
© VNG Norge

Det viktigste fra de siste dagene

Vil stikke kjepper i hjulene

Gruveskam?

Tar tak i klimadebatten


geo365 Nyhetsbrev

* = required field

0 Comments