23. rundet-teamet. I tre år jobbet de med søknaden før den ble levert inn 2. desember i fjor. Etter hvert gikk det opp for dem at det kan ligge ett – kanskje flere – gigantfelt i det arealet vi i dag kaller Barentshavet sørøst. Prospektene ble de-risket etter alle kunstens regler, hvorpå troen på mulighetene for svært interessante funn bare ble større og større. Men dessverre for KUFPEC ble de ettertraktede blokkene tildelt andre selskaper. Her ser vi (fra venstre) Flemming Kjeilen-Eilertsen, Rasmus Pedersen, Torben Olsen, Kristian Kråkenes og Chris Kent. De er alle stolte av den jobben de gjorde og øser gjerne av sin nyervervede kunnskap. Darrell Harrison var ikke til stede da bildet ble tatt. Foto: Halfdan Carstens

Forventer milliarder av fat

Det er gode grunner til å tro at det kan ligge enorme mengder olje langt øst i Barentshavet. Langt mer enn Oljedirektoratets ressursanslag antyder.

– Med et særdeles erfarent, effektivt og godt team mener vi selv at vi leverte en solid søknad basert på et grundig geologisk og geofysisk arbeid, samt at vi har bidratt med en god porsjon nytenkning både i studier, analyser og forslag til videre utforsking.

– Dessverre hjalp det ikke denne gangen, sier Kristian Kråkenes, letesjef i KUPEC Norway, med referanse til at selskapet i den konsesjonsrunden forgjeves søkte på området med de 12 blokkene som nå utgjør lisens 859 i Barentshavet sørøst.

Av 34 utlyste blokker i Barentshavet sørøst, ble 26 blokker eller deler av blokker tildelt. Statoil og Lundin ble med operatørskap på 7 av 10 lisenser vinnerne. De to selskapene er også begge med i lisens 859, og i tillegg ble Petoro, Chevron og ConocoPhillips tildelt andeler.

De 12 selskapene som ikke fikk lisens i den 23. konsesjonsrunden var BP Norge AS, DONG E&P Norge AS, E.ON E&P Norge AS, Edison Norge AS, Faroe Petroleum Norge AS, INPEX Norge AS, KUFPEC Norway AS, Moeco Oil & Gas Norge AS, Pure E&P Norway AS, RN Nordic Oil AS, Spike Exploration AS og Wintershall Norge AS. Shell trakk søknaden underveis.

Større enn Statoil

– Vi skjønte at konkurransen ble tøff, så for å vise at vi tok dette alvorlig supplerte vi det geofaglige arbeidet med detaljerte studier både av hvordan en utbygging kan foregå og de meteorologiske forholdene. Selv om vi er et lite selskap i Norge, så hadde vi likevel håp om at grundig teknisk arbeid, kombinert med et fornuftig, men aggressivt arbeidsprogram, samt solid økonomisk ryggrad, skulle posisjonere oss for en tildeling, legger Kråkenes til.

Lite og lite. KUFPEC er datterselskap av kuwaitiske KPC (Kuwait Petroleum Company) som produserer i overkant av tre millioner fat olje per dag, mer enn tre prosent av verdens totale oljeproduksjon, og er med det vesentlig større enn Statoil, målt i produksjon. På norsk sokkel er imidlertid selskapet en av de mindre aktørene. Foreløpig har det kun 6 lisenser og ingen betydelig produksjon.

– KUFPEC har en klar ambisjon om å vokse i Norge, og innenfor det jomfruelige Barentshavet sørøst stilte vi i utgangspunktet på lik linje med de andre søkerne. Derfor kjøpte vi alle dataene som Oljedirektoratet hadde samlet inn og deltok i det etterfølgende seismikksamarbeidet som Statoil opererte.

– Etter som vi ikke fikk lisens i denne runden, står vi fritt til å fortelle om hvor uhyre interessant området er. Det norske geomiljøet fortjener å få vite mer enn det som er kommet ut hittil, sier Kråkenes og bretter mengdevis med seismikk, kart, skisser og grafer ut over det store møtebordet. Alt stammer fra de 8 tjukke permene som søknaden til den 23. konsesjonsrunden bestod av.

Et pessimistisk syn

Bakteppet var ikke særlig oppmuntrende. Oljedirektoratet hadde sommeren 2013 presentert sitt ressursestimat for Barentshavet sørøst, og det 44 000 km2 store området som grenser opp til russisk territorium ble vurdert som «gas prone» med små muligheter for å finne olje i kommersielle mengder.

Oljedirektoratet forventinger om størrelsen på de utvinnbare ressursene ga heller ingen grunn til å ta bølgen. Deres midlere estimat var omtrent to milliarder fat oljeekvivalenter – altså i størrelsesorden et halvt Statfjord-felt (GEO 05/2013; «Tror på gass») – langt fra nok til å tilfredsstille nasjonens behov for økte olje- og gassressurser.

Senere ble vi fortalt at funn på denne del av sokkelen – veldig langt fra land og med tøffe klimatiske forhold – må være gigantiske for å være lønnsomme. Men ikke nok med det, mange med ståsted i miljøvernbevegelsen påstår – om enn uten vitenskapelig belegg – at olje og gass fra Barentshavet er verre for klimaet enn fra andre steder på norsk sokkel, og verden for øvrig.

Derfor har mange grupperinger vært negative til å lete etter olje og gass i Barentshavet sørøst. Men nå lettes det på sløret vedrørende mulige olje- og gassressurser, og Oljedirektoratets beregninger kan vise seg å være alt for pessimistiske.

Det er 3D-seismikk som gir helt ny geologisk forståelse. Nå vet vi at det er gode grunner til både å håpe og tro på uvanlig store funn innenfor dette svære frontierområdet.

Den 2. desember i fjor gikk søknadsfristen for den 23. konsesjonsrunden ut, og den 18. mai i år ble det kjent hvilke selskaper som trakk de lengste stråene. «I dag starter et nytt kapittel i norsk petroleumsvirksomhet. For første gang på over 20 år skal vi utforske helt nye leteområder,» uttalte olje- og energiminister Tord Lien. Til sammen 26 selskaper søkte om andeler, men bare 13 fikk tilbud om å være med og «skrive de neste kapitlene i det norske petroleumseventyret», slik Lien uttrykte seg.

Det kan – hvis de mest optimistiske anslagene slår til – bli et helt usedvanlig kapittel.

Oljeselskapenes søknader viser at det knytter seg spesielt stor interesse for et prospekt som har blitt definert på en høyde lengst i nordøst (Haapetdomen, oppkalt etter fartøyet Haapet som geologen Baltazar Mathias Keilhau benyttet på en ekspedisjon til Svalbard i 1827). Avstanden til kjent geologi gir ekstra mange usikkerheter. Den nærmeste brønnen på norsk sokkel er 7228/1-1 (Eik) som ligger 260 km mot sørvest, men i sin evaluering hadde KUFPEC også tilgang til enkelte russiske brønner.

En ny verden

– Med unntak av Støformasjonen (midt jura alder) har det store problemet i deler av Barentshavet vært mangelen på gode reservoarer. Mange har satt sin lit til den tykke lagpakken som ble avsatt opp gjennom trias, der enorme mengder med leir, silt og sand har blitt transportert fra Uralfjellene og østover til Barentshavet (GEO 03/2015; «Hva er galt med trias»). Men foreløpig er det bare ett felt (Goliat) som har reservoar i gode sandsteiner avsatt i trias, og den sanden hadde antakelig det norske fastlandet som kildeområde (GEO 02/2016; «Med friske øyne og ny forståelse»), sier Torben Olsen, én av 6 geovitere i KUFPECs 23. runde-team.

– Også østover i Barentshavet ser det ut til at vi kan ha et problem med trias, og mange steder mangler jura, mens de paleozoiske karbonatene kan ligge veldig dypt. Derfor så muligheten for gode reservoarer ut til å være ganske begrenset i det tidligere omstridte området, påpeker Olsen.

Dette var også noe av bakgrunnen for Oljedirektoratets forsiktige ressursanslag.

Det hjelper ikke at det har blitt gjort et stort antall små funn i trias reservoarer med dårlige reservoaregenskaper. De utvinnbare volumene er alt for små til at de kan være kommersielle. Norvarg er ett eksempel. Langlitinden et annet.

– Vi antar at stratigrafien i den østlige delen av Barentshavet ikke skiller seg stort fra resten, men det området vi her snakker om ligger så langt mot øst at det gir rom for noen ekstra usikkerheter. Derfor kan vi ikke utelukke verken Snadd- eller Kobbeformasjonen, tilføyer han.

Men da 3D-dataene fra seismikksamarbeidet var ferdig prosessert, åpnet det seg plutselig en helt ny verden. Med påfallende entusiasme bretter geologen ut et stort, fargerikt kart over bordet.

– Se her, sier Olsen og smiler bredt over et amplitude- og strukturkart på jura nivå, toppen av det laget som geologene tror er et godt reservoar.

De røde til oransje fargene lyser opp. Utenfor går det over i gult og enda lengre ut domineres kartbildet av grønne farger. Rød til oransje farger forteller om sterke amplituder, mens grønn farge antyder svakere amplituder. Og for oljegeologene er de kraftige amplitudene indikasjoner på hydrokarboner.

krono-og-litostratigrafi

KUFPECs tolkning av krono- og litostratigrafi for Barentshavet sørøst. De viktigste tektoniske hendelsene er også lagt inn. Øvre jura skifre er tegnet inn som kildebergart, men ligger i nord så grunt at de ikke har dannet olje. Det samme gjelder mulige kildebergarter i trias. Den mest sannsynlige kildebergarten er derfor Ørretformasjonen av sen perm alder. Legg merke til sandutviklingen mot nord i sen trias og tidlig jura. Det er i dette intervallet (Tubåenformasjonen) det er mest sannsynlig med gode reservoarbergarter. Illustrasjon: KUFPEC Norway

Men det er flere godsaker.

– Her er det ikke nødvendig med doktorgrad i sedimentologi for å skjønne tegningen.

Olsen peker på det mønsteret som ikke kan tolkes som noe annet et gammelt elvesystem. Det er mange kilometer bredt og har kanaler som er mer enn én kilometer brede. For at ingen skal miste poenget, har geologene i KUFPEC lagt inn i kartet et satellittbilde av den indiske elva Brahmaputra, i samme skala. Likheten er frapperende. Disse mega-systemene fra jura tid er altså sammenlignbare med noen av de aller største elvene på Jorden i dag, elver som alle avsetter 30 – 50 m tykke sandkropper

– Ingen skal derfor være i tvil om at jura-lagpakken kan ha godt reservoar over store arealer.

– Dette var det nok ingen som hadde sett på 2D-dataene som Oljedirektoratet samlet inn. Vi ble i alle fall positivt overrasket, sier Olsen, på vegne av hele teamet.

Det er den høye oppløsningen i 3D-dataene som utgjør den store forskjellen. Mens 2D-data gir et godt strukturelt bilde, kan 3D-data gi detaljert informasjon om avsetningssystemene, samt gi et mer helhetlig bilde av de geofysiske anomaliene som teamet har observert. Datatettheten i 3D-data gir også helt andre muligheter for å studere amplitudevariasjoner og hvorvidt disse kan knyttes til mulige olje- og gasskontakter.

Barentshavet sørøst er et «frontierområde», og det er mer enn 250 km til nærmeste brønn. Derfor er det ikke helt rett frem å korrelere med kjente brønndata, men geologene i KUFPEC tror likevel de har kontroll. De mener den brede elvesletten tilhører Tubåenformasjonen i Kapp Toscanagruppen som er av sen trias til tidlig jura alder.

– Vi kjenner til at det finnes tilsvarende sandsteiner i Stockman-feltet på russisk side i Barentshavet, og vi har også lignende sandsteiner i prospektet Eik (7128/8-1) lengre sør, øst for Norvarg. I Stockman-feltet er reservoaret omtrent 340 meter mektig, og med nesten ren sand og porøsitet over 25 prosent har det «verdensklasse».

Det er imidlertid ikke lett å forestille seg store elvesystemer i trias. Klimaet var generelt tørt, men geologene i KUFPEC mener at fjellene i Ural kan ha vært kildeområde. Paleogeografiske sammenstillinger støtter opp om en slik tolkning. Det er også indikasjoner på store kanalsystemer dypere ned i trias.

Det spesielle er at den potensielle reservoarbergarten i dag ligger svært grunt, bare noen hundre meter under havbunnen, og hadde det ikke vært for funnet av olje i Wisting (GEO 03/2016; «Positivt om Wisting») lengre vest, ville mange vært skeptisk til en letemodell rett under havbunnen.

– Wisting er meget relevant å sammenligne med. Funnet viser at vi kan ha produserbar olje svært grunt. Og fordi disse sandsteinene aldri har ligget så dypt som Wisting-reservoaret, tror vi at porøsiteten vil være minst like god her. Den siste avgrensningsbrønnen demonstrerte også at det er fullt mulig å bore horisontale produksjonsbrønner så grunt, sier Olsen.

Problemet med en god reservoarbergart i Barentshavet sørøst så derfor ut til å være løst. Men for at hydrokarboner skal ansamles må det i tillegg være en kildebergart, en felle og en takbergart.

fig-4-areaa_amp

Kartbilde av amplitudestyrke over toppen av Tubåenformasjonen (sen trias-tidlig jura alder) basert på 3D-seismikk. Den blå linjen omringer en lukning 685 meter under havflaten og dekker et areal på 300 km2. Legg merke til at amplitudene er spesielt sterke innenfor dette arealet. Dette er derfor hovedprospektet. Den største lukningen, om enn ikke assosiert med en amplitudeanomali, dekker hele 1450 km2 (tilsvarende nesten 3 Nordsjø-blokker). Ned til venstre ser vi et satellitt-bilde av elven Brahmaputra i India (sideelv til Ganges) i samme skala. Likheten antyder at det fantes et stort elvesystem i Barentshavet for drøyt 190 millioner år siden. Kilden må ha vært Uralfjellene i sørøst. Vi ser også sterke amplituder mot nordvest. Der ligger et atskilt prospekt, men det tilhører den samme lisensen og har en lignende letemodell. De sterkt negative anomaliene («soft respons») er fremhevet for best mulig å illustrere elvesystemet. De sterkeste fargene (gul-rød) sammenfaller med andre geofysiske analyser som indikerer hydrokarbonførende lag. Illustrasjon: KUFPEC Norway

Grundig geofysisk arbeid

Det visuelle inntrykket som 3D-dataene gir er én ting, men det var nødvendig å få støtte fra geofysikerne, så de kastet seg rundt og sørget for ytterligere ammunisjon.

– This is where the money is, sier engelskmannen Chris Kent.

– Jeg bestemte meg for å søke om norsk statsborgerskap etter å ha studert disse prospektene i detalj, spøker han.

Til hans forsvar skal det sies at han allerede snakker svært godt norsk, men at det er lett å slå over til morsmålet når entusiasmen tar overhånd.

– Vi så tidlig at kvaliteten i dataene ikke var god nok for å gjøre en del nødvendige geofysiske studier.

Det ble starten på en jobb med et tidspress som ville tatt pusten fra de fleste.

– Vi tok en runde med mulige leverandører da vi så potensialet i dette prospektet. Det viste seg at et samarbeid med Seismic Image Processing i Storbritannia kunne være nyttig. De drev med utvikling av algoritmer for prosessering av store datamengder på en brøkdel av den tiden som er standard i industrien. Dette var hva vi trengte i perioden opp til søknadsfristen, sier Kent.

Over en periode på bare tre måneder ble det utført omfattende støy-fjerning på 3D-seismikken, i tillegg til dybdemigrering (PSDM) på en mindre del av datasettet (1,275Km2), ved hjelp av nye migrasjonsalgoritmer. For best mulig å kvantifisere reservoarparameterne (f.eks. porøsitet) og tilstedeværelsen av olje og gass, ble det gjort omfattende inversjons- og AVO-studier. I et slikt arbeid er kalibrering til kjente brønndata uhyre viktig. Det ble derfor foretatt pre-stakk reprosessering av 600 km med 2D-seismikk som binder området sammen med Wisting- og Eik-brønnene.

3D-resultatene var påfallende vellykkete, og noe av dette har blitt vist på forskjellige konferanser, blant annet på EAGE i Wien i år.

– Arbeidet gjorde oss i stand til å ekstrapolere kunnskap fra de nærmeste brønnene til den store 3D-kuben i øst, og vi har fremhevet at suksessen blant annet skyldes en detaljert 3D-hastighetsmodell for å konvertere fra tids- til dybdedomenet og bistå med en lav-frekvens modell (for inversjon) og som innspill til PSDM, sier Kent.

– I leting i «frontierområder» er kvantitativ geofysikk blitt svært ettertraktet. Hvis den kan støtte opp om geologiske modeller for tilstedeværelsen av reservoar og hydrokarboner, øker det funnsannsynligheten betydelig og medvirker til bedre estimater for volumberegningene – og sjeldent har vi sett noe så spennende som dette, supplerer Rasmus Pedersen.

Også CSEM-data ble evaluert, og invertering frembragte en grunn anomali, men med dårlig kontroll på litologien i kritt hviler det en del usikkerheter på hva som definerer de positive resultatene fra CSEM-dataene.

– Senere arbeider av PGS indikerer likevel en sammenheng imellom økt resistivitet og lukningen på Haapetdomen, forteller Kent, og viser til en artikkel publisert i First Break April 2016.

fig-10-ny-csem-anomali-fig-3-86

En sterk EM-anomali over prospektet på Haapetdomen indikerer et det er hydrokarboner i reservoaret. Illustrasjon: KUFPEC Norway/PGS

Dyp kilde

De seismiske dataene syder av indikasjoner på at det er hydrokarboner i den grunne delen av lagrekken.

– Flatflekker og sterke reflektorer på toppen av prospektene er helt vanlig. I tillegg har havbunnen enorme mengder med pockmarks, og en studie basert på geokjemiske data fra grunne borehull viser med all tydelighet at den sørlige delen av Barentshavet sørøst er dominert av gass, mens den nordlige er dominert av olje, sier Pedersen.

– Den aller sterkeste indikasjonen på at det er hydrokarboner i systemet – og spesielt olje – er den doble flatflekken i hovedprospektet vårt, der den øverste er sterk og klar og sannsynligvis representerer grensen mellom gass og olje, mens den nedre er mye svakere og har blitt tolket til å representere grensen mellom olje og vann.

Teamet sammenligner gjerne med Skrugard som også har to flatflekker i samme struktur (GEO 02/2012; «Kunne funnet Skrugard»).

Fordi alle tilgjengelig data viser at lagrekken inneholder hydrokarboner, og at det med stor sannsynlighet er dannet store mengder med olje tett opp til grensen mot Russland, startet kildebergartsevalueringen «i den andre enden».

– I stedet for å sannsynliggjøre at det finnes hydrokarboner, måtte vi forsøke å forklare hva som er kilden til de hydrokarbonene vi bestemt mener finnes i systemet. Nærmeste brønn med kildebergartsdata er ca. 250 km unna, så faktagrunnlaget for å forstå hvor hydrokarbonene kommer fra manglet.

– Spørsmålet vi stilte var hvilken kildebergart som kan generere olje her, men som ikke gjør det andre steder, sier Pedersen.

Alle kjente kildebergarter ble deretter modellert. Dermed ble både Hekkingen- og Kobbeformasjonen utelukket. De har antakelig aldri oppnådd høy nok temperatur til å generere verken olje eller gass.

De geokjemiske dataene fra de grunne kjernene ble en viktig brikke i puslespillet, og 23.runde-teamet trakk den konklusjonen – basert på mer enn 500 prøvepunkter – at kildebergarten trolig er av permisk alder.

– Omtrent den eneste muligheten vi satt igjen med var således skifre i Ørretformasjonen av sen perm alder. Denne blir rikere øst for Lopphøgda, og den gir en kraftig og myk refleksjon på de seismiske dataene. Det er godt mulig at avsetningen i tidligere saltbassenger omkranset av midtre permiske rev-systemer har resultert i en rik kildebergart. Modningsstudiene våre krever at kilden har generert enorme mengder olje og gass samt at den er på nivå nær topp perm, sier Darrell Harrison, geokjemiker i 23.runde-teamet.

Sen oppfylling

De seismiske dataene gir en god forklaring på hvordan hydrokarbonene kan ha migrert fra flere tusen meters dyp til bare noen hundre meters dyp.

– En stor forkastning gjennomskjærer hele lagpakken fra paleozoikum og nesten opp til overflaten, og vi antar at hydrokarbonene har beveget seg langsmed denne, forklarer Pedersen.

Han påpeker det paradoksale i at mangelen på gode reservoarbergarter i den dypere delen av triaslagrekken kan ha vært avgjørende for at hydrokarbonene ikke har forsvunnet inn i eldre lag på vei opp til de juraiske sandsteinene.

Etter hvert formulerte teamet en modell for hvordan olje og gass dannet i permiske lag migrerte langs den store forkastningen og opp i de juraiske lagene.

– Vi tror at Ørretformasjonen ble moden i sen trias, men på det tidspunktet fantes verken felle eller segl, hvorpå all oljen forsvant til overflaten. Men etter at seglet kom på plass i sen jura (Fuglen- og Hekkingenformasjonen) og fellen ble dannet i tidlig kritt, begynte den å bli fylt opp med olje.

– Senere i kritt var de permiske lagene blitt så dypt begravd at de begynte å generere gass. Dermed begynte gass å fortrenge oljen.

– I løpet av tertiær ble så alle prospektene i dette området fylt opp med gass, men med mye olje i løsning. Ved overgangen til kvartær tid var strukturen begravd til maksimalt dyp, og hevningen begynte. Dermed falt trykket, og oljen kom ut av løsning, mens mye av gassen lekket ut. Både «tilbake-migrasjon» fra omkringliggende strukturer og eventuelt nytt påfyll fra kildebergarten forklarer hvorfor hovedstrukturene i dag hovedsakelig forventes å inneholde olje, forklarer Pedersen.

Så 23.runde-teamet i KUFPEC tror nå at det meste av gassen borte, mens lett olje ligger igjen. Hevningen i kvartær var derfor svært fordelaktig for prospektet (GEO 01/2014; «Hevning er godt for Barentshavet»).

Som alltid i leting er dette en modell for suksess. Midt i all entusiasmen medgir Pedersen at funnsannsynligheten i søknaden er satt til bare 18 prosent. Årsaken er primært usikkerhet knyttet til kildebergarten og modningshistorien som igjen skyldes den store avstanden til kjent geologi.

– Det verst tenkelige scenarioet er at det meste av hydrokarbonene har lekket ut, og at det vi ser på seismikken i dag er residual olje. Men biodegradering kan også ha gitt en tung olje som ikke kan produseres så grunt og kaldt som den ligger i dag, sier Pedersen.

Større enn stor

Seismikken taler et tydelig språk. Det er absolutt ingen tvil om at det er en lukning på antatt reservoarnivå, men også på dypere trias-nivåer.

– Det første som slo oss var at prospektet kan være enormt stort, større enn alt annet vi har sett på norsk sokkel, forteller Kråkenes.

– Ved å kartlegge utbredelsen av amplitudeanomalien fikk vi et areal som er større enn 300 km2, men lukningen på strukturen på det meste er enda større, 1450 km2.

Gitt at hovedprospektet innenfor det minste arealet inneholder olje har KUFPEC kommet frem til et midlere estimat på 335 millioner m3 (i tillegg til små mengder gass), eller mer enn to milliarder fat, gitt en utvinningsprosent på lave 32 prosent. Med trykkstøtte tror imidlertid ingeniørene at utvinningsfaktoren nesten kan dobles. Og hvis også den nordlige strukturen inneholder olje, kan det samlet være snakk om mer enn dobbelt så mye, kanskje betydelig mer.

– I tillegg finnes det flere rand-strukturer som trolig var en del av den originalt fylte mega-strukturen som eksisterte frem til inversjonen i neogen tid. Her snakker vi om at den totale fellekapasiteten kan holde på et porevolum større enn Stockman-feltet på russisk side.

– Men vi må legge til at hovedstrukturene ved Haapetdomen antakelig er som mange andre strukturer i Barentshavet, sterkt underfylt forårsaket av den neogene hevningen og lekkasjen gjennom takbergarten. Men fordi den opprinnelige størrelsen var så kolossal stor, så kan vi likevel sitte igjen med enorme volumer, fremholder Kråkenes.

De eksakte ressursberegningene er ikke så viktige i dag. Det er uansett alt for mange usikkerheter i input-parameterne til å komme med nøyaktige anslag. Det som er avgjørende er at vi har å gjøre med en lukning som er usedvanlig stor, at det kan sannsynliggjøres at det er dannet og samlet opp olje i ufattelige mengder, også målt mot en global skala, og at vi kan forvente reservoar med høy porøsitet og god permeabilitet.

«Lukter gull»

I beste fall er KUFPECs beregninger konservative. I beste fall kan det blir gjort et funn som inneholder ti milliarder fat olje. Da kan vi synge at «nå er skatten vår», og vi kommer ikke utenom Barentshavet «de neste 100 år».

Lisenspartnerne har en forpliktelse til å bore 3 undersøkelsesbrønner, og de 2 første brønnene må bores innen det er gått 3 år. La oss håpe vi ser den første brønnen allerede neste år, for vi snakker om så store volumer at dette er ulidelig spennende.

Et funn i den størrelsen som KUFPEC har antydet vil sette Nord-Norge fullstendig på hodet. Vi krysser fingrene.

fig-3-ny2-haapet-dome-crossline

Et snitt gjennom Haapetdomen viser deformert grunnfjell i bunnen med lag fra karbon og perm, samt evaporitter og karbonater, under de mektige klastiske avsetningene av trias og jura alder. Kritt-pakken som ligger på toppen kiler stort sett ut mot brønner på norsk sektor. Illustrasjon: KUFPEC Norway

fig-5-ny-area-a-tvd

Strukturkartet illustrerer toppen av de reservoarførende lagene i Tubåenformasjonen. De to høydene (røde) er hovedprospektene som i størrelse hver kan sammenliknes med oljefeltet Johan Sverdrup (innfelt i nedre venstre kant). Merk at hovedstrukturene i kartbildet (hvit linje) er mye større enn det som representerer prospektene (tykke sorte linjer). Det hvite omrisset representerer den maksimale lukningen (for nordlige struktur kan den være enda større) på hhv ca 1450 km2 i sør og minst 800 km2 i nord. En blokk i Nordsjøen er til sammenlikning på mellom 500 og 600 km2. Figuren viser at de sterkeste amplitudeanomaliene er assosiert med det minste arealet. Illustrasjon: KUFPEC Norway

KUFPEC Norway

KUFPEC (Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company) er KPCs internasjonale arm. Selskapet er etablert med operasjoner i Asia, Midtøsten, Afrika og Nord-Amerika foruten Nordvest-Europa. Så langt er den samlede produksjonen i underkant av 100 000 fat per dag, det meste i Pakistan, men ambisjonen er å nå 200 000 fat per dag innen få år. Samt øke reservene til 650 millioner fat olje.

– Vi har vært med i flere runder på norsk sokkel, men uten å få skikkelig gjennomslag, noe som delvis kan skyldes at det er vanskelig å komme i posisjon i områder som er dominert av andre selskaper. Myndighetene ønsker forståelig nok ikke et virvar av aktører, sier Kristian Kråkenes, letesjef i KUFPEC Norway.

– Vi har en klar ambisjon om å øke produksjonen og være med på utbygginger. Status så langt er produksjon fra Gyda og Tambar Øst samt eierandele i Vette (tidligere Bream) og Yme. Letelisensen PL850 i Barentshavet ble vi tildelt i 2016 og innsamling av 3D seismikk er rett rundt hjørnet

Derfor har KUFPEC fokus på forretningsutvikling. Og for å få bedre gjennomslag på norsk sokkel ønsker selskapet nå å bli operatør. Det vil gi større fleksibilitet i søknadsrundene.

Det viktigste fra de siste dagene

Fant ny mineralforekomst

Arven forvaltes på Løkken

Varsler kartleggingstokt i nord


geo365 Nyhetsbrev

1 Comment

  1. Man må håpe at flest mulig dyktige geomiljø «kommer til» i letesammenheng – dette er av nasjonal interesse og burde vært høyt på politisk dagsorden. Dette er også av høyeste viktighet internasjonalt i nordområde-politisk sammenheng. Det er fortsatt enormt mye ugjort på norsk sokkel.

    Det er lite tvil om at regionen som diskuteres i artikkelen kan inneholde både lokalt generert petroleum, og langdistanse-migrert olje via Gussow/Silverman typ up dip remigrasjon – fra områdene på Russisk side (regional tidstransgressiv tilt kan også spille inn her) – se prinsippskisse og viktighet av takbergart i samspillet med migrasjon http://www.geo365.no/olje-og-gass/svak-takbergart-gir-olje/

    I flere foredrag (også i GEO regi) har jeg frontet dette nå i 4 år, og at sander fra Uralidene må ha beveget seg vestover mener jeg er «common knowledge» siden mange år – gitt alle de eksisterende regionale studier (jfr alle publikasjoner fra Mørk et al. + Smelor et al.).

    At Trias var tørt er vel ikke rett i denne regionen – det er mer et skille fra varmt og tørrere i devon/perm – og når ikke lenger varmt «ekvatorialt» vann kom nordover pga Uralidene – så blir trias våt og kaldere.

    Den enorme forlandsdepresjonen vest for Novaya Zemlya med alle de russiske felt som Stockman/Murmanskoya osv ble diskutert i detalj på vårt møte på Svalbard i 2015 og russiske kolleger støttet helt klart modellen med migrasjon up-dip mot vest – se http://www.geo365.no/olje-og-gass/forbrodring-over-landegrensen/

    Detaljerte data fra russisk side viste at Stockman har inneholdt olje tidligere og at det også i dette tilfellet er snakk om en helt normal «Petroleum System» utvikling med tidlig olje fra potensielt flere ulike kildebergarter som seinere blir delvis fortrengt av gass.

    Dette gir klassisk Gussow type up-dip remigrasjon og i forlandsbasseng kan slik migrasjon strekkes seg over 100km og mer. Jeg har tidligere fremhevet at dette er det eneste sted på NCS der vi i dag (om vi altså ser bort fra Kaledonidenes forlandsbasseng og migrasjon av olje inn i Sverige – der rester finnes i dag) kan ha forlandstype migrasjon og tilsvarende petroleums akkumulasjoner.

    Kildespørsmålet er i regionen komplekst, og kilde er ikke en riskfaktor. Kildebergarter fra devon er kjent på russisk side og bør kunne kan gå inn mot norsk side, og de fra karbon har vi selv skrevet om – basert på Finnmarks Plattformen. Minst to til tre kildebergarter foreligger i mesozoikum – se http://www.geo365.no/olje-og-gass/hevning-godt-for-barentshavet/

    Nye arbeider vi gjør på aldersspesifikke biomarkører viser at olje i Alta/Gohta er klart delvis paleozoisk (muligens perm). Vi har devon kildebergarter utenfor Midt-Norge. Vi finner paleozoisk olje som tidligfase i mange felt i Nordsjøen.

    Norge er fortsatt i en tidlig fase av sin oljehistorie, mye er fortsatt dårlig forstått, eksempelvis er olje stabil til meget høyre temp enn de normalt antatte 160-170 C, og nye arbeider dokumenter eksempelvis – utvetydig – oljer av kritt opphav på norsk sokkel.

    Kloden vil benytte olje som energikilde i overskuelig tid og det må den gitt befolkningsøkningen – uaktet omfang av solenergi og vindkraft – det blir rett og slett energimangel.

    Dag A Karlsen,