Kartet viser et utvalg funn i Barentshavet så langt.

KOMMENTAR: OLJE I BARENTSHAVET

«Norskehavet ble betraktet som en skuffelse og klassifisert som en gassprovins»

Er vi i ferd med å gjøre det samme med Barentshavet? Bidragsyter Snorre Olaussen ser på potensialet.

I dagens oljeprisscenario og i lys av fokus på antropogen påvirkning av klima, er vel ikke olje- og gassressurser i Arktis et «hett» tema. Men det kan være interessant å se det i lys av debatten rundt 23. konsesjonsrunde. 

Barentshavet har tradisjonelt blitt sett på som en gassprovins. Nytt område sørøst i norsk del av Barentshavet har i henhold til Oljedirektoratet et svært begrenset ressursgrunnlag for olje.

Med strandet gass i Shtokman er neppe gassfunn utenom nærområdet til Snøhvit spesielt interessant i overskuelig framtid. Hvorfor søker da selskapene om areal i 23. runde? 

Det kan da være interessant å stille spørsmål ved tidligere og nåværende beregnede og til dels begrensede olje-ressursgrunnlag fra blant annet USAs geologiske undersøkelse, USGS; Er de for pessimistiske for konvensjonelle utvinnbare oljeressurser? 

I samarbeid med professor Anatoly Zolotukhin ved Gubkin-universitetet i Moskva vil vi gi en vurdering over de antatte utvinnbare konvensjonelle petroleumsressursene i Arktis. Første del omhandler mulige ressurser i norsk del av Barentshavet, inkludert Svalbard.

Mitt innlegg her, første del, utgjør på ingen måte kvantitative analyser, her henvises det til Oljedirektoratets offisielle sider og USGS' publikasjoner.

Vår forskning på arktiske petroleumsressurser er delfinansiert av det landsomfattende forskningsprosjektet ARCEx (Research Centre for Arctic Petroleum Exploration).

ARCEx støttes av Norges forskningsråd (prosj. 228107) og industripartnere, og prosjektet ledes fra Universitetet i Tromsø, Norges Arktiske Universitet.

Noen ord om fossil energi i overgangen til 2016

Behovet for billig energi vil være økende for en stadig voksende global befolkningsvekst. Inntil videre, før vi finner/oppdager/konstruerer andre og mer effektive alternative rimelige energikilder, noe som selvsagt kommer når vi minst venter det, vil verden være avhengig av fossil energi. 

Som en av de rimeligste energikildene, vil fossil energi mest sannsynlig ha minst et 50 til 100 års-perspektiv. Så i dette dilemmaet med utslipp av store mengder CO2, får vi heller inntil videre sette pris på CO2 slik at det blir lønnsomt å lagre den, slik Statoil gjør på Sleipner- og Snøhvit-feltene.

Hvis vi forutsetter at det ikke blir noen dramatisk forandring i måten vi (herunder også de fattige landene) lever, vil oljeforbruket øke fra nåværende 90 millioner fat per dag til utrolige 100 millioner innen 2025.

For øvrig svir verden av olje tilsvarende 10 opprinnelige Statfjord-reserver i året. Jeg tror ikke vi i det energisløsende landet Norge forstår volumer og global energibruk, dessverre. Hvorfor er det så mange misforståelser om bruk av primærenergi i miljøorganisasjoner (kanskje med unntak av Bellona), i media og blant politikere?

I dette perspektivet og til tross for høye kostnader, nåværende lave oljepriser og kravet om et grønt skifte vurderer likevel energiselskapene og nasjoner ressursene i Arktis i et mer langsiktig energiperspektiv.

Aktiviteten i Arktis; det vil her si nord for Polarsirkelen

Selv om inntrykket kanskje er noe annerledes, så er det lite aktivitet for leting og produksjon av olje og gass i Arktis.  Dette gjelder også de seneste 10 år, altså før nåværende priskrasj.

Det er aktivitet i Barentshavet Sør, inkludert Petsjorahavet, Alaska og det var noe aktivitet i Hope/Chucki-området før både Shell og Statoil trakk seg ut.

Det er utvilsomt lite synlig interesse fra de store internasjonale oljeselskapene, også kalt «the majors», «supermajors» eller «big oil» i Arktis. Det er USA, med skiferolje og gass, Mexicogulfen (GUM), Canada (oljesand), Mellom/Sør-Amerika, Afrika, Det kaspiske hav og Oseania som nå er og har vært i fokus de seneste ti årene.

Går avtaler og betingelser med Iran i orden, vil vi se en betydelig aktivitet også her. I forhold til de områdene nevnt over, vil leting etter olje eller gass i mange av de kartlagte arktiske bassengene, og da især de i høyarktiske offshorebassenger, være for kostbare og risikofylte til et dramatisk skifte i «big oils» nåværende områdestrategi.

Selv isfrie områder som det forlatte gigantiske Shtokman-gassfunnet er vel et eksempel på det. I nåværende prisscenario faller vel Johan Castberg også inn i den folden.

Begrenset oljeressursgrunnlag i Barentshavet og Karahavet?

Nye funn i den vestlige delen av Barentshavet, industriens forbedrede innsikt av geologien i Arktis og et nytt, gigantisk oljefunn i Karahavet gjør det nå mulig å stille spørsmål ved tidligere og nåværende beregnede og til dels begrensede olje-ressursgrunnlag fra blant annet USGS.

Basert på nye oljefunn, nye innsamlete data, forbedret teknologi i geofysikk, nyere forskningsresultater fra Svalbard, Barentshavet, Franz Josef Land og fastlandet, er det da mulig å øke ressursgrunnlaget? 

Noen begreper og definisjoner

Blant beslutningstagere (politikere og næringslivledere) samt NGO-er og media er det dessverre en utbredt misforståelse ved bruk av tall og volumer og begreper som brukes i petroleumsindustrien.

I første del vil jeg forsøke å forklare enkelte petroleumsgeologiske prinsipper, begreper og definisjoner.

Deretter følger en diskusjon rundt usikkerheten av de beregnede ressurser av konvensjonelle utvinnbare hydrokarboner i norsk del av Barentshavet.

Petroleum er en felles betegnelse på hydrokarboner kombinert med andre molekyler i fast form (for eksempel asfalt), flytende form (olje) eller som gass.

Med fossile energikilder menes kull, olje og gass. Det presiseres at ikke-konvensjonell petroleum, som for eksempel olje- og gassutvinning fra kull, olje-sand, skifergass/olje, eller gasshydrater, er her holdt utenfor.

I estimering av hydrokarbonvolumer har USGS brukt måleenheten ”fat” for olje og ”kubikkfot” for gass, mens Oljedirektoratet bruker standardkubikkmeter.

I denne oversikten er det brukt millioner standardkubikkmeter (10Sm3) og milliarder standardkubikkmeter (10 Sm3) for henholdsvis olje- og gassvolumer. Begrepet oljeekvivalenter er gass omregnet til olje; 1000 m3 gass er lik 1 m3 olje.

Petroleumssystemer finnes i sedimentære bassenger. For at det skal være mulig for sedimentbasseng å kunne inneha konvensjonell olje- og gassforekomster, må fire forutsettinger være til stede: En kildebergart, en reservoarbergart, en takbergart (eller segl) og feller for oppsamling av gass eller olje. 

Hvis disse faktorene er prognosert til å være riktig plassert i rom og tid for dannelse og oppsamling av hydrokarboner, kan geologene sannsynliggjøre hvorvidt det finnes et effektivt petroleumssystem i et basseng.

Deretter kan det konstrueres letemodeller, som muliggjør beregning av et ressursgrunnlag i det spesifikke bassenget.

Ressurser og reserver; her oppstår det dessverre en del misforståelser om bruken av begrepene ressurser og reserver både blant politikere, interesseorganisasjoner (NGO-er) og media.

Dette fører til feilvurderinger rundt betraktninger av et områdes petroleumspotensiale. Det virker som om fiskere i nord og vest vet mer om dette enn media og beslutningstakere (politikere) i Norge.

Litt forenklet vil en fisker skille mellom det han har av sjømat som kan selges fra nota (reserver) og det som svømmer fritt i havet (ressurser). I oljeindustrien brukes det også økonomiske betraktninger for å skille mellom ressurser og reserver.

Oljedirektoratets klassifikasjoner av ressurser og reserver  

I sine beregninger av ressurser og reserver er Oljedirektoratets (OD) klassifikasjoner nær sammenfallende med Society of Petroleum Engineers (SPE) og FNs anbefalinger. OD har klassifisert olje og gass i reserver, betingede ressurser og uoppdagede ressurser, forenklet er de som følgende:

1. Reserver: Gjenværende petroleumsmengder godkjent for produksjon. I vårt arktiske nærområde vil det være Snøhvit- og Goliat-feltene og Prirazlomnoye på russisk side

2. Betingede ressurser: Påviste petroleumsmengder som er avhengig av avklaringer og beslutninger før de kan godkjennes for produksjon. Her vil sannsynligvis de nye funnene Johan Castberg, Gohta, Alta, Wisting og Hanssen være eksempler fra det sørvestlige Barentshavet. Det gigantiske gassfunnet Shtokman på russisk side vil i ODs system bli klassifisert i denne kategorien og er da begrunnet med at det foreløpig ikke er besluttet utbygd, mens i det russiske systemet er Shtokman derimot bokført som reserver.

3. Uoppdagede ressurser: Ikke påviste petroleumsmengder som antas å kunne bli påvist ved leting og som senere kan bli utbygd. På norsk arktisk sokkel er især områdene Lofoten, Vesterålen og nord for Bjørnøya eksempler på det.

Den mest refererte og kjente oversikten over arktiske petroleumsressurser nord for Polarsirkelen, er gitt av USGS. De benytter begrepet uoppdagede konvensjonelle utvinnbare petroleumsressurser (undiscovered conventional oil and natural gas resources) og beregningene faller da under kategori 3 i ODs klassifikasjon: uoppdagede ressurser, ikke påviste petroleumsmengder som antas å kunne bli påvist ved leting og som senere kan bli utbygd.

Av til kan vi lese at oljeselskapene leter etter felt i høyarktiske områder. Det blir feil. Man kan gjøre et funn som modnes til kategori 1, og deretter utvikles til et felt.

Konvensjonelle olje- og gass-ressurser i norsk del av Barentshavet

I 2014 ga Oljedirektoratet følgende midlere statiske tall for norsk del av hele Barentshavet: 470 millioner Sm3 uoppdagede utvinnbare olje, 740 milliarder Sm3 uoppdagede utvinnbare gass, eller 1210 millioner Sm3 uoppdagede utvinnbare oljeekvivalentressurser.

Både USGS og OD, og i motsetning til media, er de første til å fremheve usikkerheten ved disse beregningene. Men allikevel kan vi spørre om tallene for nøkterne?

USGS vurderte i 2008 ikke den norske delen av Barentshavet som spesielt lovende for olje. Ser vi spesifikt på en del Barentshavet; vestmarginen så betraktet USGS den i hovedsak som en gassprovins. 

De siste fem års leteaktivitet på vestmarginen av Barentshavet, har resultert i de interessante oljefunnene Castberg, Gotha, Alta og vi inkluderer også Wisting og Hanssen.

Disse funnene samt forbedret geofysisk teknologi og økt kunnskap om geologien, gir grunnlag for et langt mer optimistisk syn på vestmarginen.

Under USGS sitt arbeid med estimering av ressurser i dette området var gassfeltet Snøhvit påvist, med en ikke-utvinnbar tynn oljesone, deler av Goliatfeltet, flere tekniske gassfunn og et enkelt teknisk oljefunn.

Her oppførte USGS forventningsverdi på kun 220 millioner Sm3 utvinnbare oljeressurser mens gassressursene ble oppgitt til ca. 900 milliarder Sm3.

Tar vi med kategoriene reserver og betingete ressurser, er det faktisk i dette området allerede nå påvist over 155-240 millioner Sm3 utvinnbare oljeressurser.

Med andre ord, etter en relativ kort periode med fornyet leting i et begrenset område er man allerede nær forventningsverdien.

Wisting og Hanssen olje funnene som er tatt med her er strengt tatt ikke innenfor USGS sitt definerte område av vestmarginen, men er plassert på Barents Plattformen, nær et dypere minibasseng.

Denne plattformen som strekker seg fra vestmarginen til russisk grense og fra fastlandet til Svalbard ble av USGS også prognosert som en framtidig mulig gassprovins. Det er derfor grunn til å tro at USGS sine estimater for olje ressurser i Barentshavet er et altfor nøkterne.

Dette begrunnes også med at det inntil nå er påvist flere økonomiske interessante letemodeller som kan forventes å strekke seg over flere steder i Barentshavet og i sær på vestmarginen. 

Noe av det viktigste her er faktisk at det er nå påvist tre nivåer med effektive kildebergarter;

  1. Den tradisjonelle organisk rike øvre juraskiferen som har gitt gass og olje til Snøhvitfeltet, øvre enhet i Goliatfeltet og Castberg funnene,
  2. Organisk rike midtre triasskifer som har gitt olje til hoved-reservoaret i Goliatfeltet og sannsynligvis Wisting og Hanssen funnene og
  3. Nå nylig publisert Lundin at organisk rike øvre paleozoiskskifer har vært kilde for karbonat funnene på Lopphøgda. 

Foruten funn i tradisjonelle mesozoiske sandsteiner er det også påvist gode reservoar enheter i øvre paleozoiske kalksteiner. I tillegg er det en forbedret forståelse av væskestrømninger i undergrunnen.

Geofysiske metoder kan nå ikke bare påvise fellene, avsetningsmiljø (reservoartype) , men også til en hvis grad sannsynliggjøre opptreden av vann, gass eller olje i fellen. Dette gir et grunnlag til en forbedret ressursestimat.

Heving og erosjon av sokkelen har gitt «ny olje»

En vesentlig geologisk faktor ved Barentshavet, og som for så vidt gjelder mange av de arktiske bassengene, er at havbunnen med undergrunnen i løpet av noen få millioner år har hevet seg betydelig. Enkelte steder er den hevet med mer enn to kilometer.

Svalbard, som kan betraktes som den eksponerte delen av undergrunnen i Barentshavet, har hevet seg mest, og er fremdeles på vei oppover.

Istider har til sine tider trykket skorpen ned, og når isen har trukket seg tilbake, har hevingen fortsatt. Hevingen av sokkelen har ytterliggere blitt forsterket med at deler av sokkelen i noen av disse periodene har blitt eksponert, noe som igjen har medført erosjon av sedimenter og bergarter og ytterligere avlastning og hevning.

Erosjonsproduktene har blitt dumpet på vest- eller nordmarginen av Barentssokkelen og medført vipping/tilt av plattformen. Allerede på tidlig 1900-tallet skrev Nansen om dette. 

Heving fører til faseforandringer av tidlige oppsamlet olje i dypere feller, som ved trykkavlastning fraksjoneres til olje og gass. Dette krever mer plass, og noe av oljen blir da presset ut og vandrer oppover til grunnere feller eller til havbunnen.

I tillegg kan slike skorpebevegelser gi nytt strømningsmønster i undergrunnen der feltene vipper og lekker olje, som ved oppdrift vandrer oppover. En tredje mulighet er at i de dype bassengene utenfor marginene som fremdeles er under innsynkning kan ny olje dannes direkte fra kildebergarten ved at den modnes for utskilling av olje.

I alle tre mulighetene vil flankene av marginene og høyder nær bassenger blir svært interessante for oppsamling av olje. Goliat-feltet, Johan Castberg-, Gohta- og Alta-funnene er alle plassert i en slik geologisk posisjon.

De ligger nå innenfor et effektivt og dynamisk petroleumssystem.

Er nytt område sørøst i Barentshavet - mest sannsynlig en gassprovins?

Hva så med nytt område i sørøst, den sydlige delen av det tidligere omdiskuterte grenseområdet med Russland, Barentshavet Sørøst?

Dette er en del av 23. runde-blokkene. Her opererer OD med forventningsverdi på 300 milliarder Sm3 oljeekvivalenter, og da i hovedsak mest gass.

Med få unntak slår pressen dette opp som store olje- og gassreserver i sørøst. Men nei, dette er meget skuffende tall. Området er nesten like stort som den nordlige Nordsjøen i areal. For eksempel har Statfjord- og Ekofisk-feltene hver for seg mer enn dobbelt så store reserver.

Men areal i et såkalt «frontier»-område der geologien er til dels ukjent (eller uprøvd) er ingen god mal for potensialet av olje- og gass-ressurser.  

Bassengene i nordlige Nordsjøen, med et utrolig effektivt og produktivt petroleumssystem, kan ikke sammenlignes med sørøst-området. I nærområdet, både på norsk og russisk side, av sørøst-Barentshavet har vi en del brønndata og seismikk, og i motsetning til de nordlige delene av Nordsjøen mangler vi tilsvarende tykke oljegenererende øvre jura-kildebergarter.

Også potensialet for et effektivt reservoar er til dels ukjent. Strukturer med kjente tykke porøse og permeable sandsteiner som vi for eksempel finner i gigantfeltene Statfjord, Gullfaks, Oseberg, Snorre, Troll og senest Sverdrup er så langt ikke kjent.

Men til tross for dette kan man igjen velge å være noe mer optimistisk med å spekulere (egentlig risikovurdere) i alternative kildebergarter og porøse bergarter. 

I tillegg ligger dette området også på flanken av Barents-plattformen , som på vestlig margin a med et dypere basseng utenfor. Kunnskapen og erfaringen fra vest kan nå brukes til å være litt mer positiv ved at tidligere oppsamlet olje i dypere lag, har vandret opp til en grunnere oppsamlingsfelle (i olje terminologi blir det et spill -fill-scenario).

Studier på tilsvarende bergarter som i Barentshavet tyder også på et tidligere spill-fill-system

Siden OD sine prognoser er det også innsamlete nye geofysiske data og det er grunn til å tro at ressursgrunnlaget vil bli revurdert. Men hvis industrien etter analyser av disse dataene og nye geologiske undersøkelser i sørøst fremdeles forventer et ressursgrunnlag på 300 MSm3 oljeekvivalenter, og da i hovedsak mest gass, vil det neppe bli mange søkere på blokker i det området.

Muligens vil noen av de største selskapene før boring vurdere «high risk – high reward»-prospekter som kan skille seg fra OD sine tall. Som rådgiver for beslutningstagere kan selvsagt ikke OD ha den holdningen.

De må være troverdig i sine anslag, da området er preget av letemodeller som i liten grad er testet og bekreftet. OD sine tall er for øvrig det statistiske gjennomsnittet.

De oppgir også usikkerhetsspennet i sine anslag, foruten en nedside har de også en betydelig opp side i sørøst.

Forutinntatte holdninger i leting

Forutinntatte holdninger er kjent fra tidlig letefase i områder på norsk sokkel. I de første årene av 80-tallet og etter Midgard-funnet ble Norskehavet betraktet som en skuffelse og klassifisert som en gassprovins.

Denne oppfatningen ble fort forandret da gigantfeltet Heidrun ble påtruffet.  Norskehavet er i dag en meget rik olje- og gassprovins, der vi foruten Heidrun har påvist gigantoljefeltene Åsgard, Kristin, Draugen og Norne.

Ressurspotensialet i et nytt eller uutforsket (frontier-) område blir ofte sammenlignet med produktive bassenger som har geologiske likhetstrekk.

Effektive letemodeller fra det produktive bassenget blir da i mange tilfeller overført til det uutforskede bassenget. Fram til oljefunnet i Goliat-feltet ble likheten av prospektene i deler av Barentshavet sammenlignet med letemodeller fra Norskehavet og spesielt fra nordlige Nordsjøen.

Skuffende resultater for oljefunn gjorde at norsk del av Barentshavet ble betraktet som en gassprovins, og at hevningen ble sett som et hinder for oljeoppsamling. Geologene vet bedre nå.

Svalbard og petroleumsressurser

Potensielle kilde- og reservoarbergarter er velkjent fra Svalbard. Spesielt de østlige og sørlige delene av Spitsbergen og øyene i øst og sør har fjell i dagen som er lik de som er olje- og gassførende i Barentshavet.

Flere brunfargete eller mørke kalksteiner og sandsteiner har duft av parafin, og naturlig «seeps» av olje og gass fra undergrunnen er kjent.  Tekniske funn av olje og gass er påvist i flere brønner på Spitsbergen.

Nyere kjemiske analyser av petroleum fra disse bergartene, tyder på at det har vært store oppsamlinger av olje her oppe. Man er redd, eller kanskje heldig ut fra et miljøsynspunkt, at vi er sånn ca. 10 – 20 millioner år for sent for å påvise konvensjonell olje og gass.

Ut fra de kunnskapen vi har nå er det nok altfor stor økonomisk og miljømessig risiko til at oljeselskapene anser Svalbard som interessant for å påtreffe et økonomisk funn av konvensjonell olje på Svalbard.

Ikke-konvensjonelle olje og gass muligheter på Svalbard?

Det å påvise ukonvensjonell olje og gass ressurser er neppe forbundet med høy risiko. Men igjen ut fra nåværende kunnskaper, å gjøre et funn av økonomisk betydning er nok også her av stor økonomisk og miljømessig risiko.

Her kan det nok antas produserbar skifergass og -olje samt at Store Norske har vist at det kan ekstraheres betydelige volumer av olje omformet fra kull. Under et forskingsprosjekt på injeksjon og lagring av CO i undergrunnen i Adventdalen, nær Longyearbyen ble det boret flere brønner; en ned til ca. 1km. 

I to av brønnene påtraff UNIS CO2 LAB sommeren 2013 våtgass på 630- til 700 meters dyp. Der ble de utført en åpen hull test (41mm i diameter) , der øvre 40 meter er organisk rik skifer og nedre 30 meter er en blandet skifer/sandsteinsenhet. Her viste produksjonen en rate på 1500 m3 gass per dag og ved et brønnhode trykk på 28 bar.

Foreløpige analyser indikerer at det er hydrokarboner oppsamlet fra en langt dypere kilde bergart som vi kjenner både fra fjelli dagen her oppe og i undergrunnen i Barentshavet. Dr gir faktisk et grobunn for et prospektivt areal. 

Om en ikke av direkte økonomisk betydning er det forskningsmessige veldig spennende og kan gi oss mer kunnskap om væskestrømninger i områder som har gått gjennom post-glasial hevning. 

Geologien på Svalbard gir økt forståelse for arktiske hydrokarbonressurser. 

Svalbard har stor betydning for å forstå undergrunnen, ikke bare for Barentshavet, men også for omkringliggende arktiske bassenger i Russland, Grønland og nordlige del av Canada.

En økt forståelse av geologien på Svalbard vil gi forbedrede estimater for olje- og gassressurser i disse områdene. Svalbards geologi er faktisk viktig for å få en bedre oversikt over ressursgrunnlaget i store deler av Arktisk.

I offshore nærområder, Barentshavet, vil en økt forståelse av geologien også gi en forbedret beregning av trykk og bergarts styrke som igjen vil gi en mest mulig sikker boring og produksjon etter olje