HARSTAD: Hittil er det boret 81 letebrønner i Barentshavet. Det er gjort funn, og det er satt i gang gassproduksjon.

Innen påske er sannsynligvis også plan for utbygging og drift for Goliat levert, og før sommeren har PUD-en høyst sannsynlig blitt godkjent av Stortinget, og den første oljeutbyggingen i Barentshavet er i gang.

Oppløftende

20. konsesjonsrunde, hvor det var utlyst mange blokker i Barentshavet, er omfattet med stor interesse.

Nærmere 60 selskaper har søkt på lisensandeler. Mye skyldes at det ble gjort mange funn av hydrokarboner i 2008.

– Det ble gjort funn i seks av åtte letebrønner i fjor. Det viser at det er hydrokarboner i området, sier sjefingeniør og seniorgeolog Jan Terje Johansen ved Oljedirektoratet i Harstad.

Utfordringen er at funnene er små og ligger svært spredt over et stort geografisk område.

– Folk har vanskelig for å fatte avstandene her oppe. De store avstandene mellom funnene gjør det vanskelig å få etablert en felles utbygging som Snøhvit og dermed etablere en infrastruktur, sier Johansen.

Les også: – Vil gjøre flere store funn

Annen geologi

Geologien i Hammerfestbassenget, hvor Snøhvit ligger, er forskjellig fra resten av Barentshavet.

Her består reservoarene av sandsteinslag fra juratid, mens de øvrige funnene hovedsakelig er av triasalder.

Dette betyr at reservoarene ligger stratigrafisk (aldersmessig) dypere og kan ha en dårligere porøsitet enn de tradisjonelle jurareservoarene vi finner for øvrig på norsk sokkel.

– En annen utfordring er at store deler av de avsatte sedimentlagene er blitt fjernet i forbindelse med en regional hevning og erosjon i Barentshavet. Opp til to–tre kilometer kan ha blitt fjernet av isen og avsatt i de vestlige delene av Barentshavet, forteller Johansen

I elveløp

En annen særegenhet ved reservoarene av triasalder er at de i motsetning til tradisjonelle jurareservoarer ikke kan påvises som geologiske høyder i undergrunnen.

– Her ligger reservoarene hovedsakelig som sandavsetninger fra tidligere elveleier slik vi kjenner fra store deltaer, sier Johansen.

Det betyr at reservoarene er relativt tynne og snor seg som slanger mellom to og tre kilometer nede i undergrunnen.

– Dette vil kreve mange produksjonsbrønner og avansert teknologi for å kunne hente ut hydrokarbonene, sier han

Tror på store funn

– Vi mener det bare er et tidsspørsmål før det gjøres betydelige funn i Barentshavet. Ny kunnskap om området og ny teknologi vil bidra til at sannsynligheten for å finne hydrokarboner som er lønnsomme å utvinne, vil være til stede. Jeg tror det vil være to til tre store reservoarer på norsk sokkel i Barentshavet, sier letesjef Yngve Vassmyr i Discover Petroleum.

Trenger bedre seismikk

Avdelingsleder i StatoilHydro, Knut-Harald Nygård, mener at det foreløpig er for dårlig seismikk i for store deler av Barentshavet til at man kan utvikle de gode prospektene.

– Seismikken er gjort med altfor store avstander og har for liten oppløsning. Området er jomfruelig og det krever stor treffsikkerhet for å gjøre funn. Derfor må vi ha seismikk med tette linjer. Vi er avhengig av ny 3D seismikk for å komme videre og etablere nye letemodeller, mener han.

Les også: - Letestrategien må endres