Vi kan doble oljereservene

Det er nok olje på norsk sokkel for kanskje hundre år fremover. Vi må bare velge rett strategi for å få den opp. Løsningen kan ligge like om hjørnet.

Ressursene på norsk sokkel er tidskritiske, blir det ofte sagt, med referanse til at vi må ta i bruk den infrastrukturen som er bygd opp rundt store felt før plattformer, bunnrammer og rørledninger blir fjernet. Men jeg vil hevde at den kompetansen vi har bygd opp i forbindelse med oljevirksomheten også er tidskritisk. Den må også utnyttes til fulle mens vi ennå har den hos oss.

Seniorforsker dr.ing Hans Borge i SINTEF Petroleumsforskning AS gjør med den uttalelsen ære på arbeidsgiveren som lever av å selge forskning og kunnskap. Men alvoret sitter atskillig dypere enn som så. Borge vil bruke de dyktige geologene, geofysikerne og ingeniørene mens vi har dem til å skvise enda mer olje ut av reservoarene enn det som er planlagt.

– Ved å utnytte den kompetansen vi allerede har, kan vi kanskje doble reservene på norsk sokkel. Det betinger imidlertid at vi driver utforskning og produksjon på en ganske annen måte enn vi gjør i dag.

Den satt. For mens Oljedirektoratet har talt varmt for å øke reservene med fem milliarder fat frem til 2015, snakker denne ”jyplingen” om å strekke det norske oljeeventyret et godt stykke inn i det 22. århundre. Men da må vi altså tenke nytt og utradisjonelt, utnytte den kompetansen vi allerede har, samt videreutvikle teknologi langs hele oppstrømskjeden. Ikke minst må vi bli flinkere til forstå hvordan olje opptrer i undergrunnen og på den måten gjøre flere funn.

Med hensyn til å øke funnraten gjennom økt kunnskap får vi hjelp av historieskriverne. Oljedirektoratet sa senest i januar at funnraten i fjor lå på 50 prosent (GEO 01/2011, s.55). Borge har på sin side regnet ut at funnraten i tiårsperioden mellom 1998 og 2008 var 54 prosent for undersøkelsesbrønner, og 61 prosent hvis vi tar med avgrensningsbrønner. Funnraten på verdensbasis er betydelig lavere.

– Tallene demonstrerer at vi utnytter den kunnskapen vi har ervervet om norsk sokkels geologi på en måte som gir høy funnrate, mener Borge.

Det hører med til forklaringen at vi er storforbrukere av høy teknologi, for eksempel 3D seismikk, og at vi har utviklet mange verktøy som gjør bruk av alle dataene som samles inn. Vi kan godt si at utforskningen har vært banebrytende både i nasjonal og i internasjonal sammenheng. I SINTEF Petroleumsforskning har vi for eksempel vært leverandør av bassengmodellering som ikke står tilbake for noen.

Nok en brønn

Oljedirektoratet publiserer en pressemelding etter hver eneste letebrønn, og hvis det er gjort et funn får vi også et reserveestimat. I februar avsluttet Marathon Petroleum 24/9-10S og 24/9-10A. Oljedirektoratet skriver følgende: ”Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 0,8 og 2

Mange småfunn

Vi kjenner alle til profetiene om at oljealderen går mot slutten. Produksjonen på norsk sokkel går ned, og tilveksten i form av nye funn er liten. Vi produserer mer enn vi finner. Derfor går også reservene ned.

For å redusere fallet i produksjonen har myndighetene innført nye skatteregler som har gjort det attraktivt for mindre selskaper uten mye kapital å ta del i virksomheten. Resultatet er at vi har en hel skog med mindre selskaper, samt noen få større, som stadig gjør små og mellomstore funn, og som kanskje også tar en storfisk en sjelden gang. De politiske grepene som ble tatt tidlig på 2000-tallet ser ut til å virke.

– Dette er likevel en fortsettelse av den konvensjonelle måten å lete etter olje og gass på, sier Borge.

Hans utgangspunkt er at det stadig gjøres mange små funn. Et lite blikk på Oljedirektoratets nettsider er nok til å få den påstanden bekreftet. Hverdagen på norsk sokkel er at det blir påvist 10-20 millioner fat, enten i tilknytning til eksisterende infrastruktur (og det er viktig nok), eller som frittliggende funn. De siste må bygges ut med egen løsning eller sammen med andre, nærliggende småfunn.

– De store funnene blir som festdager å regne, selv om vi fortsatt må ha tro på at det vil bli gjort store funn også i fremtiden. Men de virkelige gigantenes tid er sannsynligvis forbi. Det vil neppe bli funnet et nytt Statfjord-felt.

– Norsk sokkels fremtid er derfor også en serie med småfunn som vil bli vurdert som enten ulønnsomme eller marginalt lønnsomme. Det kommer til å bli mange og tunge diskusjoner rundt styrebordene for å ta beslutninger om utbygging, hevder Borge.

Resonnementet ovenfor er basert på den historiske utviklingen. Med sine geologiske kunnskaper, med bakgrunn i mer enn ti år med utvikling av et verktøy for bassengmodellering, har han imidlertid også en faglig begrunnelse for å tro på mange – veldig mange – små felt.

Reserver og ressurser

For de uinnvidde kan vi her tilføye at vi må skille mellom reserver og ressurser. Reserver referer seg til den mengden olje eller gass som kan utvinnes lønnsomt med eksisterende teknologi. Borge sier ingenting om ressursene (den mengden hydrokarboner som faktisk finnes i et basseng), bortsett fra at han og Oljedirektoratet helt sikkert er enige om at ressursene er betydelig større enn reservene. Det hører med til alminnelig geologisk forståelse at mengden med olje dannet i et sedimentbasseng er nesten uendelig større enn det som noen gang vil bli produsert.

10.000 oljefelt

Som ivrig fjellvandrer trekker Borge en analogi til overflatevannet vi har så mye av her i landet. Vi har noen få store innsjøer, mange mellomstore, og et utall små, og i mellom dem renner en mengde bekker og elver.

– Da jeg stod på Storsylen en vakker høstdag for et par år siden, med utsikt over vassdraget i Sylan, tok jeg et fotografi som illustrerer dette veldig godt. Og med litt fantasi kan vi bruke bildet til å forstå fordelingen av olje- og gassfeltene på sokkelen. Det er noen få store, mange mellomstore, og et utall små.

– Selv om det er mange forskjeller mellom ferskvannsystemer og petroleumsbassenger er det også likheter. Hydrokarbonene strømmer fra kildebergartene i fokuserte strømmer til og fra de forskjellige fellene de påtreffer. Dersom vi systematisk kartlegger hvor oljen og gassen har tatt veien, kan vi oppnå en høy funnsannlighet, mener Borge.

De store feltene er allerede funnet. De fleste av de mellomstore feltene ser også ut til å være funnet. De små har vi bare så vidt begynt å finne, for det er bare de siste 5-10 årene at det har blitt lett intensivt nok til å gjøre slike funn. Derfor er det fortsatt et utall små felt å finne.

– Jeg har gjort et grovt, kvalitativt anslag og påstår at det kan være i størrelsesorden 10.000 små felt på norsk sokkel. Og med små mener jeg akkumulasjoner med mer enn noen få millioner fat olje, sier Borge.

10.000? ja, du leste riktig. Tallet kommer frem basert på kunnskap om kildebergartene, migrasjon og feller.

– Vi vet at det er dannet olje i uhorvelige mengder. Det som er funnet utgjør bare en liten brøkdel av det som er dannet i kildebergartene. Mye er har lekket ut på havbunnen eller forsvunnet ut i atmosfæren, men veldig mye ligger fortsatt i undergrunnen i små felt, presis på samme måte som det ligger mange småpytter med ferskvann rundt omkring på fastlandet.

Bassengmodelleringen forteller at det ”renner” olje fra kildebergartene i konsentrerte strømmer, omtrent som bekker og elver i fjell-landet, og at små feller vil ta i mot så mye som de kan, mens det overskytende renner forbi, det er et innos og et utos. Grunnen til at vi bare har funnet noen få av de minste feltene er at vi egentlig ikke har lett etter dem. Dels fordi de er vanskelig å finne, dels fordi det ikke har vært økonomi i å bygge dem ut. Det siste henger sammen med både oljepris og teknologi.

– Summerer vi opp potensialet i et høyt antall små felt kan vi anta at reservene på norsk sokkel etter en tid kan bli dobbelt så store som det Oljedirektoratet antyder, påstår Borge, og ønsker å bli trodd.

– Da snakker vi også om store økonomiske verdier. Og et høyt antall jobber i industrien i mange, mange år fremover.

Borges ubeskjedne reserveestimat er så høyt at mange ganske sikkert vil bli kraftig provosert. Så da er litt av hensikten oppnådd. Det må likevel være mulig å bli enige om at Oljedirektoratets reserveestimater ville vært betydelig større hvis det var økonomisk forsvarlig å produsere små felt med den teknologien vi har i dag.

Altså gjenstår spørsmålet om det vil være teknologisk mulig å finne, utvikle og produsere felt som bare har reserver på noen få millioner fat olje.

BRØNNKOSTNADENE MÅ NED

Brønnene er den mest kostnadskrevende investeringen i olje- og gassvirksomheten offshore. Lete-, avgrensnings-, injeksjons- og produksjonsbrønner utgjør en stor andel av utbyggings- og driftskostnadene. Hvis det er mulig å kombinere letebrønner med produksjonsbrønner for små funn, kan kostnadene for å produsere denneoljen reduseres kraftig og sokkelens reservegrunnlag økes betydelig.

Lete og produsere med samme brønn

– Min ide er veldig enkel, fremholder Borge.

Bakgrunnen for resonnementet hans er at letebrønnene blir avsluttet og forlatt for alltid etter at de er logget og eventuelt produksjonstestet. De blir som regel ikke forberedt for at man senere skal komme tilbake og bruke den som produsent. På den måten brenner oljeselskapene av flere hundre millioner kroner hver eneste gang det gjøres et funn. Og Staten tar som kjent det meste av regningen (78 %).

– Jeg ønsker å finne små felt og sette dem i produksjon med den samme brønnen som de ble funnet med. Det er slett ikke noe magisk med en slik løsning. På land er dette helt vanlig. På norsk sokkel har vi derimot en tradisjon for å bore og deretter gjøre grundige evalueringer før det eventuelt tas en beslutning om å produsere feltet. Deretter blir det boret nye brønner, og den eneste verdien av den opprinnelig letebrønnen er kunnskap og data. Det kommer ikke en dråpe olje opp fra den.

– Litt av hemmeligheten bak min ide ligger i kun å produsere feltene ”på platå”, slik at produksjonen avsluttes når den begynner å gå nedover. Med de gode reservoarene og den lettflytende oljen som er vanlig på norsk sokkel er det overveiende sannsynlig at også små felt vil karakteriseres av en relativt høy platåproduksjon. Altså vil dette være fullt mulig.

– Man sparer også kostnader ved fjerning av innretninger som man får ved tradisjonelle satelitt-felt som er koblet opp mot nærliggende feltsentre da tanken er å benytte skip som både kan bore, produsere og lagre olje samtidig.

Med en slik produksjonsløsning kan det til og med være mulig å få tilbake noen av de pengene som er brukt på letebrønnen, selv om feltet er så lite at hele brønnkostnaden ikke blir dekket av den oljen man får opp. Et annet scenario er at det blir boret en produksjonsbrønn fra boreskipet hvor produksjonen foregår. Enten i det samme feltet, eller inn i et nærliggende prospekt. Med horisontal boring er dette fullt mulig.

– Denne virksomheten kan selvsagt foregå samtidig med tradisjonell virksomhet. Vi trenger ikke et regimeskifte for å komme hit. Det vi trenger er en bevisst satsing fra oljeselskapene, teknologiselskapene, og – ikke minst – politisk vilje. Det siste sier jeg fordi vi nok må forvente noen utfordringer i forhold til regelverket.

Oljefeltdone

Kartet er basert på bassengmodelleringsstudier i Nordsjøen og illustrerer at det på et gitt reservoarnivå (for eksempel midt jura) vil være mange små, noen mellomstore og ganske få store felt. Oljefeltene er vist med grønn farge, gassfeltene med rød. Det ser ut som om gass dominerer, men svært ofte ligger det gass over oljen i samme akkumulasjon. Illustrasjon: SINTEF Petroleumsforskning AS

Ekofisk – tidlig i produksjon

Ekofisk ble funnet i 1969. Det ble umiddelbart boret tre avgrensningsbrønner, og i 1971 startet en tre år lang periode med prøveproduksjon. Underveis ble det besluttet å foreta en permanent utbygging. Ekofisk er altså et eksempel på at det er fullt mulig å benytte letebrønner til produksjon.

Vår egen fremtid

Borge presiserer at han snakker om oljefelt. Det er de som er interessante i denne sammenheng. Gassfelt er ikke diskusjonstema i første omgang. Og med økende oljepriser (100+ dollar per fat i skrivende stund) er det god nok grunn til å tenke grundig gjennom denne tanken.

Det er også god grunn til å tro at oljeprisen vil øke i årene fremover, ganske enkelt fordi reservetilgangen sett i et globalt perspektiv ikke erstatter produksjonen. Og det vil ta veldig lang tid før fornybare energikilder kan erstatte fossilt brensel. Det gir enda en grunn til å tenke i gjennom denne ideen.

– Vi snakker tross alt om (Olje-)Norges fremtid, og får vi dette til har vi også et usedvanlig interessant eksportprodukt, avslutter Hans Borge, matematiker, geolog og ”fremtidsforsker”.

Det viktigste fra de siste dagene

Demokratiet utfordres

Forventer kraftig prisøkning

Jakter gull i Etiopia


geo365 Nyhetsbrev

* = required field

0 Comments