En ny skalp i beltet

Det lønner seg å tenke annerledes, ta dataene på alvor og gjøre et grundig geologisk arbeid. Lundin Petroleum har funnet olje ”der ingen skulle tru at nokon olje kunne finnes”.

Lundin Petroleum har gjort et nytt oljefunn rundt Utsirahøyden i Nordsjøen. Og – det kan være stort.

Det er tre år siden vi skrev om funnet Luno i blokk 16/1 (GEO 08/2007). Her er det meningen å levere en plan for utbygging og drift (PUD) neste år. I september i år, omtrent 25 km mot øst, ble brønn 16/2-6 på prospektet Avaldsnes avsluttet. Det ble påvist olje i jura sandsteiner.

I en pressemelding skriver Oljedirektoratet at funnet i PL 501 inneholder minst 100 millioner fat utvinnbar olje, og at det har en oppside på bortimot 400 millioner fat.

I løpet av noen få år har det svenske oljeselskapet bygd opp et kjerneområde rett vest av Jæren og påvist betydelige mengder olje i en geologisk provins som var avskrevet for ti år siden. Det står det respekt av. Dessuten kan vi lære noe viktig om leting etter olje og gass av de to historiene.

Tolket seismisk linje over Utsirahøyden som også går gjennom de to funnene Luno og Avaldsnes. I vest ser vi de store forkastningene mellom Vikinggrabenen (med tykke trias- og juralag) og Utsirahøyden. Øst på Utsirahøyden ligger et paleozoisk basseng – Karmøygrabenen – som ikke tidligere har vært beskrevet.  © Lundin Petroleum

Tolket seismisk linje over Utsirahøyden som også går gjennom de to funnene Luno og Avaldsnes. I vest ser vi de store forkastningene mellom Vikinggrabenen (med tykke trias- og juralag) og Utsirahøyden. Øst på Utsirahøyden ligger et paleozoisk basseng – Karmøygrabenen – som ikke tidligere har vært beskrevet.
© Lundin Petroleum

Et stort arbeidsrom

– Velkommen til Rønneviks fabrikk, hilser Arild Jørstad i Lundin Norway med et smil.

I Lundins leteavdeling på Lysaker utenfor Oslo sitter geologer og geofysikere side om side, med full anledning til å slå av en prat med naboen. Scenen minner om arbeidsforholdene i fjernsynsserien Fredrikssons fabrikk som gikk på NRK på 90-tallet. Her stopper også likheten, for mens syerskene, med den svenske sjefen, var både late og streikelystne, henger Rønneviks folk dagen lang over dataskjermene, i sin evige jakt etter enda mer olje og gass. Og mens Fredrikssons fabrikkarbeidere forstyrret hverandre med småprat og sladder, er det snakkeplikt i Rønneviks leteavdeling.

 ”Vi snakker med undergrunnen

– Det er i dette arbeidsrommet vi utveksler tanker og prøver ut ideer på hverandre, forklarer letesjef Hans Christen Rønnevik (GEO 06/1999; Med filosofiske læresetninger som bærebjelke).

At fellesskapet fungerer godt, tar vi for gitt. For Rønneviks håndplukkede team har lyktes bedre enn mange av de andre oljeselskapene som leter i kjølvannet av norsk sokkels gigant, Statoil. Akkurat det har de til og med papir på. I 2009 ble leteavdelingen med Rønnevik i spissen tildelt Norsk Petroleumsforenings ”Exploration Revived Award” for sitt banebrytende arbeid med å definere letemodellen hvor Luno hører hjemme (GEO 03, 2009; Fortjent pris til ”oil finder”.).

Suksessen skyldes selvsagt ikke bare et kontorfellesskap med fri flyt av kunnskap og en kontinuerlig, faglig dialog. Suksessen skyldes langt på vei en vel definert strategi som er fulgt slavisk helt siden Lundin Petroleum etablerte seg på norsk sokkel i 2004.

Luno

Luno ble påvist i 2007 med brønn 16/1-8. To avgrensingsbrønner, 16/1-10 og 16/1-13, ble boret i 2009 og 2010.

Funnet inneholder 120 millioner fat utvinnbar olje og 1,9 milliarder Sm3 gass (12 millioner fat o.e.). Tallene inkluderer ikke ressurser i 16/1-12 (Luno Sør) hvor det ble påvist om lag 40 meter olje i reservoarbergarter av oppsprukket grunnfjell.

Luno inneholder olje og gass i sandstein og konglomerat av jura og sen trias alder. Reservoaret ligger på 1 900 – 1 990 meters dyp. Rettighetshaverne vurderer en selvstendig utbygging med en flytende innretning. PUD vil etter planen bli levert i 2011. Tidligste produksjonsstart er i 2014.

Kilde: Oljedirektoratet

Avaldsnes

Brønn 16/2-6 påviste olje i en 17 meter kolonne i sandsteiner tilhørende Draupne- (øvre jura) og Huginformasjonen (midtre jura). Produksjonsraten viste meget gode strømningsegenskaper med 5000 fat olje per døgn gjennom en 52/64 tommers dyseåpning. Rettighetshaverne (Mærsk og Statoil i tillegg til Lundin) vurderer rask avgrensingsboring av funnet. Brønnen er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 501 som ble tildelt i TFO 2008.

Kilde: Oljedirektoratet

Fokusert leting

Rønnevik forteller at strategien inneholder flere elementer.

– Første punkt er kort og godt organisk vekst basert på kontantstrøm. Letebudsjettet for 2010 er 1,1 milliarder kroner og økende for 2011. Inntektene kommer fra oljeproduksjonen på Alvheim.

– Det andre hovedpunktet er en fokusert portefølje, for dermed å kunne være stor i utvalgte områder. På den måten etablerer vi vekstområder.

– Synergi er også en viktig del av strategien. Ved å tenke litt videre enn letefasen, ved å inkludere feltutvikling og produksjon, kan enkeltfelt få bedre økonomi på sikt fordi de nyter godt av hverandres infrastruktur, fremholder Rønnevik.

Noen tommelfingerregler er her på sin plass. I henhold til Lundins egne beregninger må et felt som ”står alene” i frontområder inneholde reserver på minimum 80 millioner fat for å være drivverdig. I modne områder med høy funn sannsynlighet er det nok med 40 millioner fat. I et godt modent område, men hvor selskapet ikke eier infrastrukturen, er det derimot tilstrekkelig med 25 millioner fat utvinnbar olje. Hvis de eier den, kan til og med et oljefunn med ti millioner fat olje gi god økonomi.

– Vi holder også fokus på grunt vann, mindre enn 600 meter, og leter konsekvent etter olje, forteller Rønnevik og viser til at det selskapet har gjort rundt Utsirahøyden de siste fem årene er helt i tråd med strategien han her har skissert.

Utviklingen i lisensporteføljen rundt Utsirahøyden demonstrerer til fulle at strategien med et sterkt fokus er fulgt til punkt og prikke. I hver eneste av de årlige lisensrundene har selskapet plukket opp mer areal. Og selskapet har tatt areal basert på letemodellene det selv har utviklet. Det har aldri vært snakk om å vente på en bekreftelse om at letemodellene fungerer. I dag er Lundin derfor den dominerende lisenshaver i nettopp dette området.

– Det blir som å spille sjakk. Det er helt nødvendig å tenke noen trekk fremover for å vinne, forklarer Rønnevik.

Men det dreier seg ikke bare om strategi. Det er også snakk om metode. Og den er også – selvsagt – nøye gjennomtenkt.

Lundin er godt etablert på og rundt Utsirahøyden. Oransje farge viser hvor selskapet er operatør. Gul farge viser hvor det er en partner. Luno ligger i blokk 16/1, mens det nye funnet Avaldsnes ligger i blokk 16/2. I mellom de to funnene ligger Ragnarrock som Statoil er operatør for. Lundin har byttet til seg andeler i lisensene som funnet ligger i. © Lundin Petroleum

Lundin er godt etablert på og rundt Utsirahøyden. Oransje farge viser hvor selskapet er operatør. Gul farge viser hvor det er en partner. Luno ligger i blokk 16/1, mens det nye funnet Avaldsnes ligger i blokk 16/2. I mellom de to funnene ligger Ragnarrock som Statoil er operatør for. Lundin har byttet til seg andeler i lisensene som funnet ligger i.
© Lundin Petroleum

Datadrevet leting

– Vi driver med datadrevet leting, og vi streber etter å forstå dataenes begrensning, forklarer de to geoviterne, Jørstad og Rønnevik

De geologiske og geofysiske verktøyene ligger alltid i bunn. De spenner fra datafangst (Petrel) til volumberegninger (egenutviklet verktøy). Og dataene starter alltid med 3D seismikk.

– Kartleggingen, prospektanalysene og borebeslutningene er alle basert på 3D, sier Jørstad.

Det er likevel ikke så enkelt som at dataene kommer ferdig prosessert direkte fra kontraktorene. I Lundin følger teamet dataene fra innsamling til tolkning. De har en avgjørende finger med i spillet under prosesseringen. Derfor gjør de også prosessering selv, ikke av store volumer, men nok til at geofysikerne forstår hva som kreves for å få gode data. Tolkningsjobben starter i pre-stack domene.

– Det er viktig at vi ikke akkumulerer feil underveis og dermed ender opp på helt feil sted, påpeker Jørstad.

Den samme filosofien følger det geologiske arbeidet. Alle brønndata blir gjennomgått av selskapet selv før dataene blir tatt i bruk. Det gjelder palynologi, det gjelder petrofysikk, det gjelder kjernebeskrivelser og det gjelder selvsagt også all geokjemi, inklusive bassengmodellering.

– Vi har mye spisskompetanse, og dette gir oss en helhet mot et felles mål, sier Rønnevik.

Han kaller seg fortsatt geofundamentalist. Det er fordi han tror på dataene. De skal honoreres. Det er her svarene ligger. Bare ved å kjenne rådataene er det mulig å forstå usikkerheten i dem. Og det kan være her at nøkkelen til suksess ligger.

– Jo mer du kan om dataene, og jo mer du kan om et fagfelt, jo lettere er det å skille fakta fra fiksjon, hevder Rønnevik.

Det høres riktig ut. Men enkelt er det ikke. Metoden krever en kompetent stab med spesialkunnskap på mange felt. Ikke alle oljeselskaper er i posisjon til å skaffe seg det.

”Vi stiller spørsmålstegn ved alle dogmer

Oljemigrasjonens ”omveier”

Lisens 501 ble tildelt i TFO 2008 og handlet om et prospekt på østsiden av Utsirahøyden. Med flere tørre brønner i nærheten ville dette for mange ikke vært førstevalget. Når vi da samtidig vet at moden kildebergart ligger langt vest, nedflanks fra Utsirahøyden, er det krevende å forsvare hvordan oljen kan ha kommet helt hit, rundt hele den gamle høyden.

– Området som omfatter vår lisens hørte med til den aller første lisensen (001) som ble tildelt på norsk sokkel. Esso var operatør, men selskapet boret på helt andre prospekter, forteller Rønnevik.

Situasjonen er nå en helt annen. Ny teknologi og nye data, ikke å forglemme betydelig mer kunnskap, gir en helt annen mulighet til å definere prospekter.

– Vi kan kalle det 3. generasjons leting i dette området, forklarer Rønnevik, som selv var med i 1. generasjonsletingen, da som ansatt i Oljedirektoratet.

Nå har leteteamet i Lundin vist at oljen kan ta mange veier, også ”omveier”, fra modne ”kjøkkenområder”. Samtidig har de vist viktigheten av gode data slik at de kan finne reservoarer og feller.

“Vi tar ingen faglige shortcuts

Godt reservoar

Den nylig avsluttede brønnen 16/2-6 som fant olje i Avaldsnes-prospektet bekrefter til fulle at geofundamentalistene har fått fritt spillerom.

– Vi har ikke hatt noen sparekampanje på gang under prøvetakingen. Det koster så veldig lite å ta noen ekstra prøver når vi først er her ute med en dyr rigg, sier Rønnevik.

– I leting er det nesten umulig å anslå nytten før fakta foreligger. Vi er derfor ikke tilhengere av blårussens kost/nytte-vurderinger, konstaterer han.

Derfor sitter Lundin nå med masse verdifull kunnskap om denne brønnen så vel som de andre funnbrønnene i området. Kunnskap som også kommer leteaktiviteten i området for øvrig til gode.

– Kjernetaking i 16/2-6 har gitt oss en detaljert forståelse om stratigrafi og avsetningsmiljø basert på fakta noe som er avgjørende for å bygge en stratigrafisk modell og utvikle en avgrensningsstrategi for Avaldsnes-funnet.

Produksjonstesten er også et godt eksempel. Over et seks meters intervall ble det målt en strømningsrate på 5000 fat per dag.

– Dette er en av de beste testene i Nordsjøen noensinne. Attpåtil viser den at det med stor sannsynlighet ligger et homogent reservoar i en radius på to kilometer ut fra brønnen, og at reservoaret øker i tykkelse, forteller Jørstad.

Etter de siste funnene på Utsirahøyden mener Rønnevik at vesentlige detaljer Nordsjøens geologiske historie må skrives på nytt. Det gjelder for eksempel den strukturelle utviklingen av Utsirahøyden, sedimentasjonshistorien gjennom perm, trias og midtre til øvre jura, samt migrasjonshistorien av olje i et område som for 10-15 år siden var ansett å være tørt med biodegradert olje og gass.

Oppsidepotensialet på Avaldsnes er stort, slik Oljedirektoratet påpeker i sin pressemelding. Fellen fortsetter mot nordvest inn i lisens 265 der Statoil er operatør. En av partnerne i den lisensen skjønte raskt poenget og gikk umiddelbart ut med en pressemelding der de hevdet at en vesentlig del av oljefunnet som ble påvist i 16/2-6 strekker seg inn i de tilstøtende lisensene. Andres suksess er med andre ord slett ikke å forakte.

– Planen er nå å bore to avgrensningsbrønner og én letebrønn rundt funnbrønnen. Den første planlegges tidlig første halvår 2011, opplyser Rønnevik.

En ny tid

Daværende olje- og energiminister Arne Øien sa allerede sent på 1980-tallet at gigantfeltenes tid var forbi. Det har han langt på vei hatt rett i. Ormen Lange utenfor Midt-Norge er det eneste virkelige store funnet som er gjort de siste 20 årene.

Konsekvensen har vært at få store felt har blitt satt i produksjon de senere årene. Dermed har produksjonen falt (toppåret var 2001), og vi klarer heller ikke å erstatte den oljen vi produserer med ny olje. Derfor trenger vi å lete mer, og vi trenger å utvinne mer fra eksisterende felt (GEO 06/2010; Små tall gir store verdier).

Det er bakgrunnen for at en mengde mindre selskaper har erstattet de store oljegigantene som dominerte norsk sokkel de første 20-30 årene. Dermed har det også blitt plass for et mangfold som norsk sokkel nå nyter godt av. Funnene Luno og Avaldsnes er bare to eksempler på at norsk sokkel er inne i en ny tid.

Til forskjell fra de første årene med leting, da alle kunne finne de store strukturene, kreves nå høykvalitetsdata og detaljert kunnskap. Snarveienes tid er forbi. Noe som funnene Luno og Avaldsnes demonstrerer elegant. De aller fleste hadde ingen tro på disse prospektene. Men Rønneviks team lot seg ikke affisere og kjørte løpet helt ut. Det har betalt seg.

Det viktigste fra de siste dagene

Vil stikke kjepper i hjulene

Gruveskam?

Tar tak i klimadebatten


geo365 Nyhetsbrev

* = required field

0 Comments