Har god tro på olje

De geologiske vurderingene viser at det kan ligge betydelige mengder olje og gass utenfor Lofoten og Vesterålen. Samtidig er det flere gode grunner for ikke å undervurdere risikoen. Skinnet må ikke selges før bjørnen er skutt.

Statoils konsernsjef Helge Lund stilte nylig det retoriske spørsmålet om vi virkelig kan si nei til å undersøke om det finnes olje og gass til en verdi av 1500 milliarder kroner på kontinentalsokkelen utenfor Lofoten og Vesterålen (VG, 4. november; DN, 5. november). Svaret foreligger ikke, verken fra Folket, Stortinget eller Regjeringen, så her skal vi i stedet se litt på hvorfor oljeindustrien har så stor tro på at det ligger rike olje- og gassforekomster i de områdene vi omtaler som Nordland VI, Nordland VII og Troms II.

711x474_Bassengkart TGS

Vi snakker gjerne om havområdene utenfor Lofoten og Vesterålen som ett geografisk område. Sett fra et geologisk ståsted snakker vi imidlertid om en ganske komplisert provins med flere bassenger, flere høyder og en tektonisk utvikling i flere steg. Vi kan sannsynligvis se bort fra hydrokarboner på de største høydene. Det er nede i bassengene at olje og gass dannes, og det er her de vi vil finne de fleste fellene. Ribbanbassenget (fellesnavn for Skomvær og Havbåen Sub-basin) vest for Lofoten blir av de fleste betraktet som det mest interessante. Plasseringen av tverrsnittene på side xx?14 er også vist. Illustrasjon: TGS Nopec

En grundig jobb

–          Vi har grunn til å tro at det er et aktivt petroleumssystem innenfor denne store geologiske provinsen, sier Geir Richardsen i Statoil, Vice President Exploration.

Richardsen har leteansvaret for sokkelen utenfor Lofoten og Vesterålen fra arbeidsplassen i Harstad. I Nord-Norges oljehovedstad sitter han nærmest i armlengdes avstand fra Vesterålen, og som nordlending har han godt kjennskap til både natur og kultur i denne landsdelen. Nå er han opptatt av at oljeselskapene får anledning til å utnytte ressursene som mange petroleumsgeologer tror ligger under havbunnen.

Richardsen støtter seg til et tobinds atlas som Statoil utarbeidet for noen år siden. Absolutt alle tilgjengelig geologiske data, både på land og i havet, ble benyttet i dette arbeidet. Norsk Hydro gjorde i sin tid den samme øvelsen. I ettertid har det vist seg at konklusjonene var noenlunde like. Nå står det sammenslåtte selskapet altså sterkt på at kontinentalsokkelen utenfor Lofoten og Vesterålen har et interessant hydrokarbonpotensial. Det er ikke det samme som at vi nå vet at det ligger olje- og gassforekomster her, men sjansene blir vurdert som gode.

– Dette er det eneste gjenværende området på norsk sokkel med den samme typen feller som i de største feltene i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet, og som ennå ikke er undersøkt med boring. Her ligger en geologisk provins hvor åpenbare strukturer med forholdsvis lav risiko ennå ikke er undersøkt, fremholder Richardsen.

Tolkningen av dataene utenfor Lofoten og Vesterålen tyder på at området har mange likhetstrekk med de geologiske provinsene lengre sør. Der kjenner vi petroleumssystemene med kildebergarter, reservoarbergarter og takbergarter, og vi vet hvilke typer feller som er mest attraktive. Og det er nettopp disse likhetene med de petroleumsførende provinsene i sør som er grunnlaget for de optimistiske vurderingene av de jomfruelige områdene utenfor den lange øyrekken.

Statoils geologer og geofysikere har gjort et grundig fagarbeid som blant annet er dokumentert i det nevnte atlaset.

– Dette viser viktigheten av regionale studier, påpeker Richardsen og viser frem de to bindene som ser ut til å være stinne av tekst, tabeller og figurer. I tillegg til de regionale tolkningene har selskapet analysert et tjuetalls prospekter og prospektmuligheter. Dette arbeidet er i en tidlig fase og vil bli oppdatert etter hvert som datagrunnlaget forbedres i området.

– Datagrunnlaget har gitt oss muligheten til å få en god forståelse både av den geologiske utviklingen og muligheten for å finne olje og gass. Det er imidlertid bare stedvis godt nok til å definere det vi kaller ”prospekter”. Stort sett er datagrunnlaget relativt tynt, flere steder så begrenset at et prospekt på størrelse med et Norne-felt (1) kan gjemme seg mellom to seismiske linjer, mener Richardsen.

(1) Norne, et av gigantfeltene på norsk sokkel, ligger rett vest av Sandnessjøen på 66°N og hadde opprinnelige reserver på 95 millioner m3 olje og 11 milliarder m3 gass (totalt 666 millioner fat oljeekvivalenter).

Det området oljebransjen omtaler som Norskehavet omfatter grunt og dypt vann fra Møre (62°N) til og med Vesterålen (70°N). Godt fiske langs eggakanten og innenfor gjør at områdene vest for Lofoten og Vesterålen (hovedsakelig nord for 68°N) blir betraktet som spesielt verdifulle. Vi ser at de fleste og største olje- og gassfunnene ligger konsentrert vest for strekningen Steinkjer-Brønnøysund. Noen få av funnene ligger på dypt vann. Nå er det imidlertid fremtiden for området utenfor Lofoten, Vesterålen, Senja og Kvaløya det dreier seg om. Vi ser at sokkelen er betydelig smalere her enn lengre sør. Det er likevel plass til noen få store og mange små olje- og gassfelt. Illustrasjon: Oljedirektoratet

Det området oljebransjen omtaler som Norskehavet omfatter grunt og dypt vann fra Møre (62°N) til og med Vesterålen (70°N). Godt fiske langs eggakanten og innenfor gjør at områdene vest for Lofoten og Vesterålen (hovedsakelig nord for 68°N) blir betraktet som spesielt verdifulle. Vi ser at de fleste og største olje- og gassfunnene ligger konsentrert vest for strekningen Steinkjer-Brønnøysund. Noen få av funnene ligger på dypt vann. Nå er det imidlertid fremtiden for området utenfor Lofoten, Vesterålen, Senja og Kvaløya det dreier seg om. Vi ser at sokkelen er betydelig smalere her enn lengre sør. Det er likevel plass til noen få store og mange små olje- og gassfelt.
Illustrasjon: Oljedirektoratet

Litt malurt i begeret

Ikke alle er like optimistiske.

TGS Nopec har bygd opp en database ved å reprosessere gamle frigitte data som Oljedirektoratet har samlet inn og har supplert med egne 2D data fra den tiden det var fritt frem å skyte seismikk her. Den siste TGS-undersøkelsen ble gjort for ni år siden. Alle dataene er tolket og selskapet er i ferd med å sette sammen en geologisk rapport som vil bli lagt ut for salg.

Studiet har nok gjort oss mer nøkterne. Dette er ikke noe ”holy grail” i forhold til andre åpne leteområder, for eksempel i Barentshavet, sier Bent Kjølhamar i TGS Nopec. Men det som lokker er jurassiske kilde- og reservoarbergarter, samt kjente letemodeller fra Haltenterrassen og Nordlandryggen som ser ut til å ligge på riktig dyp.

Spesielt i sør i dette området ser vi store strukturer som kan inneholde mye olje, svært mye. Lenger mot nord er imidlertid hevningen betydelig,slik at hele pakken med tertiær ogøvre kritt mangler. Langt mer enn to kilometer kan være skuffet vekk. Flere seine faser med tektonikk og hevning representerer en risiko som ikke må undervurderes, poengterer Kjølhamar.

Han vil nødig virke negativ, men når alle snakker som om det er opplest og vedtatt at det finnes store mengder olje og gass utenfor Lofoten og Vesterålen, mener han det er på sin plass å fortelle at vi også må snakke om betydelig risiko i deler av området.

Richardsen ser de samme begrensningene.

– Den geologiske utviklingshistorien utenfor Lofoten og Vesterålen har i alle fall én stor forskjell sammenlignet med de rike olje- og gassprovinsene lengre sør på Haltenterassen der de aller største olje- og gassfeltene utenfor Midt-Norge ligger. Mange av strukturene ligger relativt grunt, noe som dels henger sammen med sen-tertiær hevning og erosjon. Dette er mer framtredende i de nordlige deler av området.

– Den tertiære hevningen kan ha påvirket både kildebergarten og takbergarten. Den vil kunne ha en negativ påvirkning på vår vurdering av modning av kildebergarten, migrasjon til feller og forseglingskapasitet og for prospekter i enkelte områder.

– Sene tektoniske bevegelser kan også ha skapt sprekker og forkastninger tvers gjennom lagrekken. I verste fall har oljen og gassen lekket til overflaten gjennom disse, fremholder Richardsen.

Mange er altså skeptiske til om kildebergartene er modne over hele området, og om det faktisk er dannet nok olje til å fylle opp de store strukturene. Og vi ser altså at en direkte sammenligning med utviklingen på for eksempel Haltenterassen ikke holder fullt ut. Det er forskjeller, og disse forskjellene kan være så store at de er helt avgjørende for om det finnes aktive petroleumssystem eller ikke utenfor Lofoten og Vesterålen.

Norges første oljefunn

De færreste har hørt om det, men allerede i 1962 – fem år før det første oljefunnet i Nordsjøen (GEO 07/2008) – ble det funnet olje ved en tilfeldighet. Ikke med en letebrønn på sokkelen, men på Senja innenfor Troms II, under graving av en grøft. Grøftegraverne rapporterte om et sort, illeluktende, brennbart og seigtflytende stoff. Analyser gjort i USA bekreftet at det var råolje. Grunneieren fikk med den opplysningen angivelig også en forklaring på hvorfor jordsmonnet var så dårlig nettopp på hans tomt.

Det Andøya-baserte oljeselskapet Norminol fattet interesse og inngikk en kontrakt med grunneier. Avtalen var at selskapet kunne lete gjennom en fem år lang periode. Men til tross for flere letebrønner, ble det ikke påvist noen forekomst i de kambrosilurske lagene rett under jordstykket der oljen fløt. Professor Christoffer Oftedahl, som på det tidspunktet hadde fattet interesse for petroleumsgeologi, antydet at oljen kunne ha sevet opp gjennom sprekkesystemer fra en kilde i Andfjorden i vest.

Kull-lag og spor av hydrokarboner i det lille Ramsåfeltet øst på Andøya antyder også at olje og gass kan ha blitt dannet i dette området. Bassenget fortsetter mot øst, under Andfjorden, og det er slett ikke usannsynlig at gass eller olje har blitt dannet fra kull eller skifer dypere ned i dette bassenget.

Spor etter hydrokarboner

– Når dette er sagt er jeg den første som tror på en moden kildebergart midt i oljevinduet flere steder innenfor området. Dette er som kjent den aller viktigste forutsetningen for at det skal finnes olje, sier Kjølhamar.

På TGS Nopec sitt Stavanger-kontor sitter geologen Alice Little og tolker alle dataene hun kan komme over, enten det er seismikk, grunne boringer eller data fra tunge fagartikler. Hun tror også på kildebergart. Seismikken antyder at det finnes tykke lag med øvre jura skifre, og kjernene fra de grunne boringene viser at skifrene har nok organisk materiale til å være kildebergart.

– Kjerneprøvene fra grunnboringene rett utenfor kysten viser også at det er god mulighet for å finne god reservoarsand, sier Little.

”I gjennomsnitt tar det 15 år fra lisenstildeling til oppstart av produksjon

Da gjenstår det bare å finne gode feller. Og dem er det nok av. Little fremhever forkastningsblokker, horstblokker, inverterte antiklinaler og flere typer stratigrafiske feller. Hun er imidlertid ikke like sikker på størrelsen. Store, ja vel, men det er ikke sikkert de er gigantiske.

Men selv ikke en edruelig geolog kan se bort fra det vi kaller direkte hydrokarbonindikatorer. Både Kjølhamar og Little ser klare tegn på flatflekker som kan representere grensen mellom hydrokarboner og vann. Det er derfor god grunn til å tro at det er dannet hydrokarboner innenfor området. Og dette har vært kjent lenge, og det er nok en viktig grunn til at mange geologer er ganske optimistiske på tross av de risikofaktorene som fremtrer når dataene analyseres.

Richardsen ser også hydrokarbonindikatorene, og det hjelper selvsagt godt på troen. De er også til god hjelp når bassengene utenfor Lofoten og Vesterålen settes opp mot hverandre og det skal gjøres en rangering.

– To områder skiller seg ut. Det ene er Ribbanbassenget utenfor Lofoten i Nordland VI og det andre ligger utenfor Vesterålen sentralt i Nordland VII.

– Nordland VI peker seg ut fordi hevningen har vært minst her. Det er også her vi har mest data slik at kunnskapen vår er bedre enn lengre nord. Oljedirektoratet har samlet inn data i Nordland VII og Troms II, men disse er ikke tilgjengelig for oss ennå. Derfor må vi inntil disse blir frigitt være litt mer forsiktige med prognosene, sier Richardsen.

Ny teknologi kan være løsningen

Den sterke motstanden blant fiskere, miljøforkjempere og flere politiske partier mot petroleumsvirksomhet utenfor Lofoten og Vesterålen gjør at det nordnorske oljeselskapet North Energy, med base i Alta (GEO 07/2009), ser på alternative tekniske løsninger. Selskapet sier selv at de har tatt ansvar og blitt en ivrig støttespiller når det gjelder å finne frem til ny teknologi for både leteboring og utvinningskonsepter. Hensikten er å eliminere sjansen for utslipp.

– Vi ser flere konkrete resultater av dette arbeidet allerede. Det som har fått størst oppmerksomhet i media så langt er en løsning med leteboring gjennom undersjøiske tunneler. Dette er vårt svar på politikernes ønske om å gjøre petroleumsvirksomheten sikrere, fremholder administrerende direktør Erik Karlstøm.

– Med en slik løsning vil ikke petroleumsvirksomheten komme i kontakt med verken hav eller fisk. Hele debatten om oljevirksomhet utenfor Lofoten og Vesterålen kommer i et helt nytt lys, sier han.

Erik Karlstrøm presiserer at dette utviklingsarbeidet kun kan fortsette hvis man får et signal om at området blir åpnet for petroleumsindustrien. Det nytter ikke å si at vi vil vente med å åpne for letevirksomhet inntil det foreligger ny teknologi. Da stopper finansieringen av denne utviklingen helt opp.

Det er noe å tenke på.

Tanker fra nord

Det nordnorske oljeselskapet North Energy er også en aktiv pådriver for at Lofoten-Vesterålen skal bli åpnet for olje- og gassvirksomhet. Selskapets geologer har over lengre tid evaluert provinsen og gjort omfattende bassengmodellering og ressursevalueringer.

I følge sjefsgeolog Torleiv Agdestein er de sørøstlige områdene i Nordland VI vurdert som veldig prospektive og mest interessante med hensyn til å finne olje. Han fremhever på lik linje med Statoil at letemodellene som har vist seg å være særdeles vellykkede lengre sør fortsetter inn i disse områdene.

– En av de kritiske risikofaktorene er manglende forsegling av fellene på grunn av landhevning og påfølgende reaktivering av forkastninger. I nordlige og vestlige deler av regionen har i tillegg den anomalt høye varmestrømpulsen som oppstod under åpningen av Norskehavet for 55 millioner år siden spilt en viktig rolle i kildebergartenes modningshistorie. Gass er derfor mer sannsynlig enn olje i disse områdene, mener Agdestein.

– De største risikoene utenfor Lofoten og Vesterålen er derfor at fellene lekker eller at olje kan være erstattet av gass, hevder han.

Ressursanslag

Det foreligger allerede flere ressursanslag for den geologiske provinsen utenfor Lofoten og Vesterålen. Oljedirektoratets vurdering fra 2003 er mest pessimistisk, om vi kan bruke et slikt uttrykk. I henhold til deres beregninger kan det være 1,5 milliarder fat oljeekvivalenter å utvinne. Statoil var på et tidspunkt litt mer optimistiske og anslo de utvinnbare petroleumsmengdene til 2 milliarder fat oljeekvivalenter, halvparten olje og halvparten gass. Det siste offentliggjorte tallet stammer fra Konkraft-rapport 2 (2008) som anslår at det kan være omtrent 3,5 milliarder fat olje tilgjengelig. Samtidig sier rapporten at det i beste fall kan være 10 milliarder fat. Konkraft representerer de aller fleste oljeselskapene på norsk sokkel og må derfor kunne sies å være et uttrykk for det oljeindustrien mener om potensialet.

Torleiv Agdestein i North Energy legger ikke vekt på ulikhetene i overslagene som er kommet fra Statoil, Oljedirektoratet og Konkraft.

– Hvert av anslagene er kommet frem på litt ulike måter. Usikkerheten tatt i betraktning mener jeg at de egentlig ikke er så ulike som det gis inntrykk av. Dersom en går nærmere inn på premissene for hvordan disse overslagene har kommet frem, ligger North Energys egne tall innenfor usikkerhetsmarginene på overslagene som oppgis. Alle er enige om at det er en god mulighet for at det finnes store kommersielle verdier under havbunnen. North Energy har lagt mest vekt på forholdet mellom olje og gass, og vi vil naturlig nok ha avvikende oppfatninger i enkeltområder.

– Konkraft-rapporten er likevel en god representasjon av ressursanslaget for Lofoten og Vesterålen, sier Agdestein.

Vi ser altså at usikkerheten er stor. I verste fall blir det ikke funnet utvinnbare mengder med olje og gass i det hele tatt, i beste fall kan det være opp mot ti milliarder fat, i henhold til ekspertenes vurderinger. Det store tallet ville være jackpot, og det er mange oljeselskaper, nasjonale og internasjonale, som vil være med å kjempe om den.

Sett i perspektiv

La oss sette disse tallene i perspektiv ved å sammenligne med andre felt på norsk sokkel. Statfjord har for eksempel opprinnelige reserver på omtrent fire milliarder fat. Dette er i samme størrelsesorden som Konkrafts estimat for bassengene utenfor Lofoten og Vesterålen, men i beste fall snakker vi altså om to til tre Statfjord-felt.

Når vi vet hva Statfjord har betydd for nasjonen Norge skal vi ikke kimse av dette. Verdien av oljen er en ting. Mulighetene som ligger i teknologiutvikling for operatøren og partnerne for oljevirksomheten i arktiske strøk er en annen. Ikke minst vil vi få demonstrert hvordan oljeleting og produksjon kan tilpasse seg stadig sterkere miljøkrav som myndighetene setter.

I et internasjonalt perspektiv regnes felt med mer enn 500 millioner fat oljeekvivalenter som en ”gigant”. Altså er det plass for flere giganter utenfor Lofoten og Vesterålen, felt som vil bli lagt merke til ute i verden når de blir funnet. Til sammenligning er det nylig gjort mange funn på dypt vann både utenfor Brasil og i Mexicogulfen. Flere av funnene utenfor Brasil er gigantiske (GEO ExPro 05/2009, side 70), hvorav det største (Tupi) kan ha reserver på mellom fem og åtte milliarder fat olje. Det siste funnet i Mexicogulfen (Tiber) kan være så stort som tre milliarder fat (GEO ExPro 04/2009, side 76). Slike funn vekker gjenlyd i oljeverdenen, og det er i dette perspektivet vi må se interessen blant oljeselskapene for den geologiske provinsen utenfor Lofoten og Vesterålen.

Det er likevel viktig å være klar over at disse estimatene er basert på et lite og sterkt foreldet datagrunnlag. De to siste årene har Oljedirektoratet samlet inn mange typer geofysiske data og på den måten økt den geologiske kunnskapen betraktelig (se etterfølgende artikkel). Haken er at det kun er Oljedirektoratet som har adgang til dataene. Det er imidlertid interessant å merke seg at Oljedirektoratet har gått grundig til verks. Ikke nok med at det er blitt samlet inn 14.000 km 2D seismikk, det er også gjort tre store 3D-undersøkelser. I ett område er det også samlet inn elektromagnetiske data (CSEM).

Men til tross for at det er mer data nå enn tidligere, blir vi på ingen måte kvitt usikkerheten. Det må fortsatt boring til for å bevise at det er hydrokarboner til stede i tilstrekkelige mengder til at det kan være lønnsomt med utbygging og produksjon.

Den som er tålmodig får kanskje se.

Formidable verdier – mer enn vi kan forstå

Hvor mye er 3,5 milliarder fat olje? Eller, omsatt i norsk terminologi, hvor mye er i overkant av 500 millioner kubikkmeter olje?

Først og fremst utgjør så mye olje en bruttoverdi på drøyt 1400 milliarder kroner med dagens oljepris og dollarkurs. Til sammenligning er utgiftene i statsbudsjettet i 2010 på 780 milliarder kroner, og det såkalte oljefondet hadde midt i november en verdi på 2500 milliarder kroner.

Vi kan også sammenlikne med andre næringer. Norsk bergindustri omsetter for omtrent tolv milliarder kroner hvert år. I beste fall snakker vi her altså om den samme verdien som bergindustrien omsetter for i løpet av langt over 100 år.

Den samlede verdien av norsk fisk (pelagisk fisk, torskefisk og skalldyr), havbruk ikke medregnet, var i 2008 drøyt tolv milliarder kroner.

Nå er det slett ikke sikkert at det ligger så mye som 3,5 milliarder fat oljeekvivalenter utenfor Lofoten og Vesterålen. Det er faktisk mulig at det ikke finnes en eneste dråpe å utvinne på lønnsom måte. Eller det kan være enda mer. Mye mer.

Spørsmålet er om vi har lov til å la være å lete når så store verdier står på spill? Kan vi si nei hvis oljeselskapene vil satse egne midler? De aller fleste vil si ja til oljeleting hvis risikoen for å forringe miljøet ikke er for stor. Så da er altså spørsmålet hvor stor risikoen er. For å svare på dette nytter det verken med kompliserte beregninger eller tilfeldig synsing. Det er nok å se på hvilke skadevirkninger 43 år med oljeleting på norsk sokkel har hatt. Etter mye mer enn 1000 letebrønner og langt flere produksjonsbrønner har vi hatt én utblåsning, et par tilløp til utblåsninger og noen få lekkasjer, men verken disse eller noen andre hendelser har hatt varige skadevirkninger på miljøet. Det er heller ingen som har påpekt vesentlige skadevirkninger på fisk eller fiskere som følge av seismikk.

Andøya

Andøya i Nordland er det eneste stedet på fastlandet hvor vi kan studere sokkelbergarter fra Jordens mellomtid i fast fjell. Her ligger noen spredte rester av sedimentære bergarter.

”Ytterst i et lite elveleie, og på en langstrakt sandstrand som vender inn mot Andøyfjorden, ligger det noen få blotninger med sandsteiner og skifere som ble avsatt i jura og kritt tid. For å finne dem, må du helst ha med kjentmann. Og i alle fall må det være lavvann. For de beste blotningene ligger under flomålet.”

Les den spennende historien om funnet av mesozoiske bergarter på Andøya i GEO 03/2008: ”Sokkelbergarter på land”, side 10-14, som Peter Midbøe i Statoil har skrevet.

Du finner den også på nett: http://www.geoportalen.no/bergarter/sokkelbergarter/

Det viktigste fra de siste dagene

Vil stikke kjepper i hjulene

“Et stort felt” (?)

En gigantisk mineralforekomst


geo365 Nyhetsbrev

* = required field

0 Comments