Et aktivt leteår i nord

Endelig. Nå blir det solid boreaktivitet i Barentshavet. I løpet av året kan det bli påbegynt opp mot 15 brønner. Noen av dem har høy risiko, men også potensial for gigantfunn.

Barentshavet er «hot». Men det skyldes ikke global oppvarming. Det skyldes noen få oljefunn, en rekke lovende prospekter kartlagt med mye god seismikk og interessante EM-anomalier, samt nye geologiske tolkninger som – mener noen – har «knekket koden». Både geofysikerne og geologene må ta del i æren for at en gammel, om enn litt nedstøvet, petroleumsprovins nå blir revitalisert.

De siste hendelsene har fått Rystad Energy til å konkludere med at «den langsiktige petroleumsveksten her i landet vil komme i Nord-Norge.» «En nedgang i produksjonen i Nordsjøen, samtidig som at mer olje og gass vil bli funnet og produsert i Nord-Norge, vil føre til at Barentshavet og Norskehavet samlet vil være en større bidragsyter til olje- og gassproduksjon enn Nordsjøen», blir det hevdet.

En god finish

Interessen for Barentshavet ble bekreftet da den 22. runden ble lukket 4. desember i fjor. Til sammen 36 selskaper søkte.

–        Det er ingen stor overraskelse at mange selskaper søker om utvinningstillatelser i Barentshavet, fastrslo letedirektør Sissel Eriksen i Oljedirektoratet.

Sant nok, dette var noe «alle visste» på forhånd. Ikke minst de kontraktørene som selger seismikk. Amplitudene gikk unna som hakka møkk.

–        Etter at Statoil fant olje og gass på Skrugard (7220/8-1) i 2011, har interessen for å lete i Barentshavet økt kraftig. Troen på nye muligheter og forventninger til funn er blitt større, la Eriksen til.

Skrugard (2011) – og senere Havis (2012; GEO 02/2012: «Innertier for optimistene») – gjorde vei i vellinga. Optimistene fikk blod på tann, og pessimistene måtte noe slukøret innse at Barentshavet – tross alt – var verdt å vente på.

At det i fjor kom noen skuffelser (GEO 08/2012), gjennom én tørr brønn og to mindre (tekniske) funn, så ikke ut til å legge noen demper på stemningen. Da italienske Eni fant olje i øvre til midtre trias reservoarbergarter på Goliat-feltet, i en hittil uboret forkastningsblokk, ble det likevel en god avslutning på året.

Den som borer får svar

–        Det er allerede planlagt mange letebrønner i Barentshavet. Denne runden vil bidra til å opprettholde aktivitetsnivået i den sørlige delen av Barentshavet, og til at vi kan få avklart ressurspotensialet, sa Eriksen videre.

Nettopp. Mange brønner er planlagt. Å få «avklart ressurspotensialet» er kanskje å be om for mye. Nye funn vil gi mer optimisme og enda større usikkerhet. Noen tørre brønner rundt Hoopforkastningskomplekset vil derimot ha en klar avkjølende effekt. Det blir derfor et usedvanlig spennende år for både oljeselskapene, kontraktørene og det norske folk for øvrig. De mange «villkattene» vil gi svar på om den rådende optimismen er velbegrunnet.

Minst risiko er det knyttet til de fire brønnene Statoil skal bore i området rundt Skrugard og Havis (Bjørnøyrenneforkastningskomplekset). Det skyldes ikke minst at prospektene er assosiert med seismiske flatflekker. Vi skal i løpet av første halvår bli kjent med prospektnavnene Nunatak, Skavl, Iskrystall og Kramsnø (lisensene 532 og 608). I følge Statoil er brønnene tidskritiske, fordi eventuelle tilleggsressurser vil gjøre Skrugard-utbyggingen enda mer robust.

Statoil skal også bore to brønner mye lengre sør: Ensis (lisens 393B) langt øst i Hammerfestbassenget (Måsøyforkastningskomplekset, tett opp mot Finnmarksplattformen) og Askepott i tilknytning til Snøhvit (lisens 448). Ensis-prospektet ligger rett sør for oljefunnet Nucula (2007) hvor det har blitt boret to brønner. I følge et fem år gammelt estimat fra Statoil er reservegrunnlaget i Nucula nedjustert til i underkant av 40-50 millioner fat oljeekvivalenter.

Lengst nord

Enda mer interessante er de to rene villkattene opp mot 74°N. Statoil vil til sommeren stå for den nordligste boringen på norsk sokkel så langt (lisens 615). Det er prospektene Apollo og Atlantis i Hoopforkastningskomplekset på Bjarmelandsplattformen som skal uteskes. Letesjef Knut Harald Nygård i Harstad uttaler til NTB at «i Hoop-området er det et potensial for store volumer».

OMV skal bore Wisting-prospektene i Hoopforkastningskomplekset. Den første brønnen, Wisting Central, skal undersøke om det er petroleum i den juraiske Realgrunnsubgruppen (Stø-, Nordmela-, Tubåen-, Fruholmenformasjonene), for så å avslutte brønnen i Snaddformasjonen (øvre trias). Det er verdt å merke seg at avstanden fra havbunnen ned til toppen av reservoaret kun er 246 m. Dette er uhørt lite på norsk sokkel, og – med unntak av det kvartære reservoaret i Peon-feltet i Nordsjøen – har det aldri tidligere blitt sett etter olje og gass så grunt. Det har blitt spekulert i om gass i dette reservoaret kan være i form av hydrater. Havdypet er ca. 400 m.

Brønn nummer to, Wisting Alternative, skal bores ca. fem kilometer lengre mot nordvest. Hovedformålet er å undersøke potensialet i Kobbeformasjonen av nedre trias alder. På veien ned til det primære reservoarmålet vil brønnen bore gjennom både øvre og midte del av Snaddformasjonen (øvre trias). Brønnen skal avsluttes på 2460 m eller i Klappmyssformasjonen (nedre trias). Brønnene vil tidligst komme i gang i mai.

Både Statoil- og OMV-brønnene må sees i sammenheng med Norvarg-funnet (7225/3-1; gass i trias sandsteiner på flere nivåer). Funnet er selvsagt positivt, men den gjengse oppfatningen er at det trengs mer ressurser for å forsvare en utbygging så langt nord. North Energy, en av partnerne i lisensen, har nylig oppjustert sitt P50-estimat til 290 millioner fat oljeekvivalenter. Første avgrensningsbrønn vil bli påbegynt i våres.

Langt vest

Totalt tre brønner skal bores vest for Lopphøgda i løpet av året. Først ute er Bønna (lisens 529) hvor det allerede er boret et 581 meter dypt pilothull. Bønna ligger kloss opp til marginen på 1.370 meters havdyp, og brønnen skal bores til drøyt 4.100 meter under havbunnen. Det er potensielt store ressurser i den godt definerte strukturen. Sjansen for å finne gass er stor, men volumene kan i beste fall bli i størrelsesorden én milliard fat oljeekvivalenter.

Lengre nord, lengst sørvest på Veslemøyhøgda, ligger Darwin (lisens 531), med Repsol som operatør. Formålet med boringen er å undersøke potensialet i paleocene og kritt sandsteiner (henholdsvis Torsk- og Kveite/Kolmule-formasjonene). Torskformasjonen er en 40 meter tykk sone med potensiell olje på ca. 1500 meteres dyp, mens neste boremål er en 160 meter tykk sone på omtrent 1600 meters dyp. Havdypet på stedet er ca. 325 meter.

På prospektet Byrkje på Veslemøyhøgda er GDF Suez operatør (lisens 607). Risikoen er høy, men det er potensialet også. Også her er strukturen så stor at den kan romme opp til én milliard fat oljeekvivalenter. For Concedo, den eneste partneren, vil selv et mye mindre felt opplagt være en company-maker.

I forlengelsen av oljetrenden

Lundin gjorde i fjor et teknisk funn på prospektet Juksa (7120/6-3) i Hammerfestbassenget, ca. ti km nord for Snøhvit. Oljedirektoratet har sagt at det ikke er lønnsomt. Tidligere har Lundin funnet gass i Skalle (7120/2-3). Nå vil Lundin bore prospektet Gotha mellom Skalle og Salina på Lopphøgda. Her er det flere prospekter: sand i trias (Snaddformasjonen) og karstifiserte karbonater i karbon.

Eni-opererte Salina var en skuffelse. Det er slett ikke gitt at funnet av gass er kommersielt. Derfor er det viktig å påvise reserver i tilstøtende prospekter. Pulk ligger mot nord, på Polheim Subplattform, og kan inneholde 500 millioner fat oljeekvivalenter, om de beste prognosene fra Lundin er korrekte.

Lengst øst på Lopphøgda har Det norske planer om å bore Caurus en gang ut på høsten (lisens 659). Statoil boret allerede i 2008 en brønn på dette prospektet (7228/11-1) og fant små mengder gass i et godt øvre trias reservoar. Oljedirektoratet anslo at det funnet inneholdt mellom 2 og 14 milliarder m3 utvinnbar gass. Det ble også påvist gass i midtre trias.

Det viktigste fra de siste dagene

Rekordhøye jernmalmpriser

Nåleputene over strandflaten

Leirskred tok 9 liv


geo365 Nyhetsbrev

* = required field

0 Comments