Barentshavet sørøst

12.06.2013

Etter at overenskomsten med Russland om maritim avgrensning og samarbeid i Barentshavet og Polhavet trådte i kraft 7. juli 2011, startet arbeidet med en åpningsprosess for petroleumsvirksomhet i uåpnede områder i Barentshavet sørøst.

Havområdene som omfattes av åpningsprosessen er på ca. 44 000 km². De strekker seg nordover til 74º 30’ N, grenser mot russiske havområder i øst, og avgrenses i vest mot åpnet areal i Barentshavet sør, se kart i figur 6.1. Området er nesten like stort som Finnmark fylke.

 

Arealet for Barentshavet sørøst og den viktigste del av lagrekken i petroleumssammenheng i dette området.

Figur 6.1 Arealet for Barentshavet sørøst og den viktigste del av lagrekken i petroleumssammenheng i dette området.

 

En åpningsprosess har som formål å utrede det faglige grunnlaget for at Stortinget kan fatte en beslutning om åpning. Som en del av dette arbeidet har Oljedirektoratet kartlagt geologien i området og estimert ressurspotensialet. Hovedresultatene fra dette kartleggingsarbeidet ble offentliggjort i februar 2013 og er presentert i Meld. St. 36 (2012–2013): «Nye muligheter for Nord-Norge – åpning av Barentshavet sørøst for petroleumsvirksomhet».

I dette kapitlet gis det en grundigere faglig gjennomgang av geologien og resultatene fra den geologiske kartleggingen av det som er presentert tidligere. I tillegg presenteres Oljedirektoratets estimat for uoppdagede utvinnbare ressurser i området.

 

Datagrunnlag

Den geologiske kunnskapen i Barentshavet sørøst er relativt begrenset. Til nå er det ikke boret grunne vitenskapelige borehull eller letebrønner i området. Derimot er det boret en rekke brønner i åpnet del av Barentshavet sør. Det finnes også noen publiserte data fra kommersielle boringer i den russiske delen av Barentshavet. Brønner i øvrige deler av Barentshavet gir relevant informasjon (brønnlogger, aldersdateringer, kjernemålinger og kalibrering til seismikk) som er avgjørende for å forstå petroleumssystemet og reservoaregenskapene i Barentshavet sørøst.

I perioden 1974-1982 samlet Oljedirektoratet inn 2D-seismikk i grenseområdene mot Russland der landene hadde overlappende interesser. Kvaliteten av disse dataene er svært variabel, og datadekningen er lav og usystematisk. Etter 1982 har ikke norske myndigheter samlet inn seismikk før delelinjeavtalen mellom Norge og Russland trådte i kraft.

Det nye seismiske datagrunnlaget består av to 2D-seismiske datasett innsamlet i sommerhalvåret 2011 (ca. 11 500 kilometer) og 2012 (ca. 6 800 kilometer), som vist i figur 6.2. Under innsamlingen i 2011 ble GeoStreamer-teknologi brukt. Dette betyr at lyttekabelen taues dypere i vannet enn med konvensjonell seismikkinnsamling. Dermed tåler operasjonen større bølgehøyde, blir mindre væravhengig, og følgelig mer effektiv. I 2012 ble 2D- seismikken innsamlet med konvensjonelle metoder.

I innsamlingene fra 2011 og 2012 ble det lagt vekt på en systematisk innsamling med lange linjer som dekker hele det nye området opp til 74º 30’ N. I 2011 ble det lagt opp til et rutenett på omtrent 5x20 km for å få en oversikt over geologien i et ukjent område. I 2012 ble det samlet inn utfyllende seismikk med særlig vekt på de mest interessante områdene. Samtidig med de seismiske innsamlingene i 2011 og 2012 ble det samlet inn gravimetriske og magnetometriske data. Disse dataene vil kunne bidra til en bedre forståelse av de dypereliggende struktureringer.

Alle seismiske data som ble samlet inn i 2012 ble ferdig prosessert i løpet av november/tidlig desember 2012. Relativ grunt hav, hard havbunn, og en svært markert reflektor fra undre kritt har gjort prosesseringen krevende, men Oljedirektoratet anser både kvaliteten på rådataene og på prosesseringen som tilfredsstillende.

 

Innsamlet 2D-seismikk fra 2011 (rød) og 2012 (svart) i Barentshavet.

Figur 6.2 Innsamlet 2D-seismikk fra 2011 (rød) og 2012 (svart) i Barentshavet.

 


Strukturelle hovedtrekk for området

I Barentshavet sørøst er det fem store regionale geologiske strukturelementer som definerer strukturbildet, se figur 6.3. I sør ligger Finnmarksplattformen inn mot norskekysten, hvor lagene gjennomgående faller mot nord. I nord fortsetter den østlige delen av Bjarmelandsplattformen inn i de nye områdene. Her har lagrekken generelt et fall mot sør. Mellom de to plattformene er Nordkappbassenget utviklet som et dypt innsynkningsbasseng fra karbon/ perm, hvor det er avsatt store mengder salt. Tiddlybankbassenget utgjør et tilsvarende saltbasseng i sørøst. Begge saltbassengene har vært utsatt for intens saltbevegelse gjennom trias og opp i paleogen alder. Det femte store strukturelementet i regionen er Fedynskyhøgda. Størstedelen av Fedynskyhøgda ligger på russisk side av grensen.

 

 

Tidskart fra bunn kritt som viser de viktigste geologiske strukturelementene i Barentshavet sørøst.

Figur 6.3 Tidskart fra bunn kritt som viser de viktigste geologiske strukturelementene i Barentshavet sørøst.

 

 

Finnmarksplattformen

Finnmarksplattformen dekker et stort område som strekker seg fra Vest-Finnmark langs Varangerhalvøya og inn i Russland. I de nye områdene på Finnmarksplattformen ser det fra seismikken ut til at undre karbonavsetninger ligger direkte på grunnfjellet i mange områder. Foreløpig er det få holdepunkter for å si at det er utviklet devonbassenger under karbonsedimentene i de nye områdene på Finnmarksplattformen. Men tilstedeværelse av enkelte mindre sedimentbassenger som er eldre enn karbon kan ikke utelukkes.

Finnmarksplattformen er kanskje best kjent for sine grunnmarine kalksteiner og dolomitter med revdannende strukturer i form av karbonatrev og svamperev (spikulitter). Disse kalksteinene ble dannet i karbon og permtiden. Mot slutten av perm ble karbonatbergartene oversvømt av havet, og denne hendelsen danner en god seismisk reflektor som kan følges over store avstander. I en kort periode ble havet på Finnmarksplattformen dypere, før en stor deltautbygging begynte å fylle opp hele Barentshavet. Denne deltautbyggingen startet på overgangen mellom perm og trias. Nær kysten i de nye områdene er sporene etter denne utbyggingen godt synlige som klinoformer fra undre trias på de seismiske avbildningene, som vist i figur 6.4.

 

Seismisk linje som viser utbygging av et delta (klinoformer) i undre trias. Linjen er flatet på toppen av en kalksteinsreflektor i perm.

Figur 6.4 Seismisk linje som viser utbygging av et delta (klinoformer) i undre trias. Linjen er flatet på toppen av en kalksteinsreflektor i perm.

 

Nord på Finnmarksplattformen er det utviklet en stor struktur i overgangen mellom Finnmarksplattformen og Tiddlybankbassenget, se figur 6.3. Denne strukturen har en mindre pute av salt eller anhydritt i kjernen. I denne strukturen har ikke trias- og juralagrekkene vært erodert i paleogen eller kvartær, slik at de viktigste reservoarbergartene antas å være intakt i strukturen.

 

Nordkappbassenget og Tiddlybankbassenget

Nordkappbassenget og Tiddlybankbassenget er to markerte innsykningsbassenger som ligger henholdsvis nordvest og nordøst for Finnmarksplattformen. Aksen for de to bassengene ligger tilnærmet 90 grader på hverandre. Karakteristisk for Nordkappbassenget og Tiddlybankbassenget er dannelsen av store mengder salt i karbon og perm. I den første tiden etter avsetningen lå saltet stort sett i ro. Etter hvert som deltautbyggingen i undre trias nådde de respektive bassengene, ble lasten på saltavsetningen så stor at saltet begynte å bevege seg oppover i lagrekken på grunn av lavere egenvekt enn de overliggende sedimentene i bassenget, se figur 6.5. Saltbevegelsene skjedde i flere omganger i trias og i paleogen. Resultatet er at saltet i dag danner store, nesten vertikale saltdiapirer, hvor de fleste når opp til havbunnen. I områdene rundt saltstrukturene ble det dannet randsynklinaler med tykkere lag av triassedimenter og tidvis kraftig erosjon av lagene nærmest saltstrukturene. I Tiddlybankbassenget er det dannet en svært stor saltdiapir på norsk side av grensen, med en velutviklet randsynklinal rundt saltpluggen, som vist i figur 6.3. En seismisk linje langs saltdiapiren kan antyde at den har to domer. Hovedtyngden av sedimenttilførselen i randsynklinalene skriver seg fra elvesystemene og deltautbyggingen i øst og sørøst, som strømmet rundt de gjennomgående saltstrukturene.

 

Seismisk linje gjennom Nordkappbassenget som viser utvikling av saltdiapirer og randsynklinaler i trias. Posisjon er vist på det lille kartet

Figur 6.5 Seismisk linje gjennom Nordkappbassenget som viser utvikling av saltdiapirer og randsynklinaler i trias. Posisjon er vist på det lille kartet.

 

I den nordøstlige delen av Nordkappbassenget, se figur 6.3, er det utviklet en stor saltstruktur hvor bunn kritt-reflektoren er erodert, men hvor avsetninger i undre og mellomtrias er bevart. Dette er en struktur som kan ha potensial til å inneholde olje eller gass i midtre trias.

Ved mange av saltstrukturene er havbunnen høyere enn områdene som ligger rundt strukturene og danner et positivt relieff. Dette er tydelig over Tiddlybankbassenget og over flere av strukturene i Nordkappbassenget. Seismikken viser at saltet kan ha dradd med seg kalksteiner opp til havbunnen som har lagt seg over saltstrukturen, og at erosjon i kvartær fjernet de bløtere sedimentene rundt. Dette kan ha hindret saltet i å strømme ut i havet. Et alternativ er at saltet fortsatt er aktivt og danner et strukturelt relieff på sin vei opp mot havbunnen. Relieffet kan være en kombinasjon av de to modellene.

 

Bjarmelandsplattformen

Bjarmelandsplattformen er et område som dekker store deler av det sentrale Barentshavet. Karakteristisk for Bjarmelandsplattformen er at det er relativt få strukturer, men enkelte store strukturer kan være viktige som feller for gass og olje. I bunnen av disse store strukturene ligger det ofte en pute av salt som styrer struktureringen i paleogen. Et godt eksempel på en slik stor struktur er Norvargdomen, hvor det er funnet gass i flere nivå fra trias til jura.

Bjarmelandsplattformen strekker seg inn i den nordlige delen av Barentshavet sørøst, og her er det utviklet en stor struktur som i seismisk avbildning ser ut til å ha en mer eller mindre intakt lagrekke fra perm til øvre jura, se figur 6.6. Denne strukturen har en pute av salt i bunnen fra karbon/perm. Internt på strukturen er det utviklet en rekke mindre forkastninger av paleogen alder som påvirker lagene både på trias, jura og kritt nivå. En del av disse forkastningene går helt opp til havbunnen. På noen av forkastningene viser seismiske amplitudeanomalier at det sannsynligvis lekker gass fra gassreservoarer i Realgrunnenundergruppen, se figur 6.7.

 

Stor struktur nord i Barentshavet sørøst.

Figur 6.6 Stor struktur nord i Barentshavet sørøst.
Posisjon er vist på kartet under.

 

 

Figur 6.7 Gasslekkasje fra «brightspot» i øvre jura
(utsnitt fra figur 6.6).

 

Fedynskyhøgda

I den østlige delen av de nye områdene ligger flanken av Fedynskyhøgda. Hovedtyngden av høgda ligger på russisk side. Den nye seismikken viser at høgda har en kompleks geologisk historie. Et dypt innsynkningsbasseng (grabenstruktur) skjærer seg inn i Fedynskyhøgda i karbon/perm på norsk side av grensen. Senere er dette bassenget invertert, og i dag danner området det høyeste punktet på Fedynskyhøgda på norsk side, se figur 6.8. Fortsettelsen inn på russisk side av grensen er ukjent på grunn av manglende datatilgang. På begge sider av dette bassenget står antagelig grunnfjellet høyt opp og gir opphav til tyngde- og magnetiske anomalier på Fedynskyhøgda. Bassenget har samme retning som Tiddlybankbassenget og strekker seg vestover til Nordkappbassenget. Det er utviklet kartleggbare mengder salt i dette bassenget, men ikke nok til å danne saltdiapirer.

 

Seismisk linje fra flanken av Fedynskyhøgda 

Figur 6.8 Seismisk linje fra flanken av Fedynskyhøgda, som viser at det under den høyeste delen av Fedynskyhøgda på norsk side ligger en grabenstruktur fra karbon/perm med saltavsetninger.

 

Fra tidligere er det kjent at Fedynskyhøgda er sterkt erodert på toppen av strukturen på russisk side av grensen. Den nye seismikken bekrefter at nesten hele lagpakken over bunn kritt er erodert bort på norsk side. Gamle publiserte kart fra russisk side viser at erosjonen går langt ned i trias på russisk side.

 

Reservoarbergarter

I Barentshavet sørøst er det flere viktige faktorer som styrer dannelsen av reservoarbergarter. Det opprinnelige avsetningsmiljøet er viktig for reservoaregenskapene, og fordi området er stort og langstrakt, vil dette variere i de ulike områdene på samme tidspunkt. Samtidig som det ble utviklet elveavsetninger med kanalsandsteiner i sør, kan det ha blitt utviklet mer sammenhengende grunnmarine sandsteiner i nord. I andre tidsepoker har det vært dannet kalksteiner og svamperev som kan ha gitt opphav til reservoarbergarter.

Felles for alle reservoarene er at begravingsdyp er en viktig faktor for å styre reservoaregenskapene over tid. På grunne dyp vil reservoarene ha gode reservoaregenskaper, som i brønn 7131/4- 1 (Guovca) på Finnmarksplattformen. Dersom reservoarene blir begravd for dypt, vil etter hvert porøsitet og permeabilitet og derav strømningsegenskaper for olje og gass bli dårligere. Til slutt vil disse egenskapene bli så redusert at bergarten ikke lenger kan betraktes som egnet reservoarbergart.

I de nye områdene har bergartene vært hevet mellom 1000 og 1500 meter. Når reservoaregenskapene skal anslås, er det særlig den maksimale begravningsdybden og temperaturen som styrer endringer i reservoaregenskapene over tid. I de aktuelle områdene vil reservoarer i midtre og øvre trias og jura ligge på akseptable dyp som gir grunn til å anta at reservoaregenskapene er bevart over store områder. For dypere nivå i undre trias og karbon/perm, er det først og fremst i de kystnære områdene, hvor disse bergartene ikke har vært for dypt begravd, at reservoaregenskapene kan være bevart. I noen formasjoner har det vært en sekundær vekst av mineralet kloritt, som kan hindre gjengroing av porene i bergarten og bevare relativt god porøsitet ned til større dyp enn det som er normalt.

En av de største utfordringene i sentrale deler av Barentshavet er forseglingspotensialet. Dette gjelder særlig for eventuelle reservoarer i jura. Oppløfting i Barentshavet og opphoping av salt i kjernen av de fleste strukturene har ført til en intens oppsprekking og utvikling av små forkastninger i og over strukturene. Disse går mange steder helt opp til havbunnen eller stopper mot løsmasser i kvartær. Fra noen av strukturene viser seismikken at det lekker gass fra jurareservoarene. Dette viser at det har vært dannet gass i området. Spørsmålet er hvor mye gass som er igjen i reservoarene, og om det finnes olje.

I Mareanoprosjektet som kartlegger havbunnen i Barentshavet sørøst, og som er tilgjengelig på Mareanos nettside (www.mareano.no), viser kartene at det opptrer en svært stor mengde "pockmarks" (groper) i store deler av de områdene som til nå er kartlagt. Slike groper dannes ved utdriving av vann eller utslipp av gass i løse sedimenter på havbunnen. En jevn fordeling av gropene over store områder kan antyde at dette er vannutdrivning eller utslipp av biogen gass. Dersom lekkasjen er relatert til utslipp av gass fra eldre reservoarbergarter, er det en observasjon som kan minske gasspotensialet i den sørlige delen av Barentshavet sørøst.

 

Karbon/perm

I størstedelen av de nye områdene ligger karbon-/permbergartene for dypt, eller de har vært for dypt begravd til å være aktuelle som reservoarbergarter. Unntaket er et lite område inn mot norskekysten, hvor disse bergartene går helt opp til havbunnen. Her kan det være muligheter for gassansamlinger i sandsteiner fra undre karbon. Eventuelle feller vil være stratigrafiske eller strukturelle, men det er få forkastninger som gir lukning inn mot norskekysten. I karbon og perm kan det også være prospektmuligheter i kalksteinsrev og svamperev. 2D-seismikken er ikke tilstrekkelig til å kartlegge denne typen reservoarer godt. Arealet er begrenset, og tverrsnittet på revoppbyggingene ligger mellom 1-1,5 kilometer, mens lengdeutstrekningen er ukjent. Erfaring fra brønn 7228/7 1A i Nordkappbassenget og 7128/4-1 på Finnmarksplattformen lenger vest, viser at det her kan være både olje og gass i eventuelle prospekter, men mengden er usikker. 

 

Undre trias

I undre trias viser seismikken at det har foregått en utbygging av sokkelen fra øst og sørøst mot vest og nordvest. I denne prosessen er det sannsynlig at det kan ha blitt avsatt grunnmarine avsetninger som har gitt grunnlag for dannelse av sandsteiner. De ligger gjennomgående dypt begravd, slik at reservoaregenskapene i store områder vil være redusert. Antall strukturelle feller er begrenset, men særlig i den sørlige delen av de nye områdene er reservoarer fra undre trias mest aktuelle.

 

Mellom og øvre trias

I Barentshavet sørøst er det reservoarer fra mellom og øvre trias som har det største potensialet for å inneholde olje eller gass. Gjennomgående ligger disse mulige reservoarene på et dyp hvor reservoaregenskapene fortsatt er intakt. Samtidig er potensialet for oppbevaring større enn lenger opp i jura, hvor det lekker gass fra strukturene.

Seismikken viser at store deler av lagpakken i mellom og øvre trias ser ut til å bestå av deltasletteavsetninger med kanaler som har flommet utover elvesletta. I den nordlige delen er de seismiske signalene mer sammenhengende. Det kan tyde på at det er større muligheter for å finne sammenhengende marine sandsteiner i midttrias i dette området. På Sentralbankhøgda er det påvist både marine skifre og grunnmarine tidevannsavsetninger i grunne vitenskapelige borehull. Dette øker sannsynligheten for at det også er marine sandsteiner i den nordlige delen av Barentshavet sørøst. Små forkastninger bidrar til å stykke opp reservoarene.

I øvre trias er det påvist kanalsandsteiner med svært gode reservoaregenskaper i brønn 7131/4-1 på Finnmarksplattformen. Brønnen ble boret på en stratigrafisk felle som var tørr. I forhold til kilde i Tiddlybankbassenget, ligger brønnen i skyggen av den store strukturen mellom Finnmarksplattformen og Tiddlybankbassenget. Denne strukturen kan ha fanget opp all petroleum som kan ha migrert opp fra Tiddlybankbassenget.

I midtre og øvre trias er det størst sannsynlighet for å finne gass i nord, og gass og olje i nærheten av saltbassengene i sør.

 

Mellomjura

Kunnskap fra borehull i Barentshavet, vest for de nye områdene, viser at det i mellomjura kan være reservoarsandsteiner med gode reservoaregenskaper i de nye områdene. Seismiske amplitudeanomalier antyder at det er lommer av gass bevart i flere av strukturene, men seismikken viser også at disse reservoarene lekker gass på grunn av sterk oppsprekking som følge av salttektonikk og et tett nettverk av små forkastninger. Oppbevaringspotensialet regnes derfor som begrenset i mellomjura. Hevingshistorien, med utvidelse av gass når trykket avlastes, gjør at gass regnes som den mest sannsynlige hydrokarbonfasen for eventuelle reservoarer. Grunt reservoardyp med lav gasstetthet i reservoaret, gjør at volumet blir begrenset i juraprospektene.

 

Kildebergarter

En av de største geologiske utfordringene i de nye områdene i Barentshavet sørøst er tilstedeværelse av kildebergart som kan ha dannet olje og gass i tilstrekkelige mengder til å fylle de kartlagte strukturene. For gass er utfordringen relativt enkel, da kullhorisonter og organisk materiale antas å være tilstede i bergarter både i undre karbon og gjennom store deler av trias. I tillegg kan organisk rike mørke skifre og kalksteiner i karbon og undre trias være aktuelle som bidragsyter for gass. På russisk side er det gjort flere større og mindre gassfunn som viser at det er gass i området. På norsk side er Norvargdomen den mest aktuelle analoge felletypen i plattformområdene. Også dette er et gassfunn. Den største risikoen for tilstedeværelse av gass i de nye områdene, er oppbevaring i strukturene på grunn av kvartær oppløft. Kildepotensialet for gass må betegnes som tilfredsstillende.

For olje er utfordringen med kildebergart større. Seismikken i de nye områdene viser at den tradisjonelle kildebergarten i øvre jura som har dannet anslagsvis 98 prosent av all kjent olje på norsk sokkel, ikke er begravd dypt nok til å ha dannet olje eller gass. Det er få steder denne kildebergarten i dag ligger dypere enn 1100 -1200 meter. Selv om disse bergartene i en periode har vært begravet dypere (fra 1000 til 1500 meter), vil ikke dette være tilstrekkelig til å ha startet dannelse av olje. Denne umodenheten er dokumentert i grunne boringer på Sentralbankhøgda, hvor det organiske innholdet er høyt og har en sammensetning som er gunstig for dannelsen av olje, men hvor temperaturen har vært for lav. Det vil derfor være nødvendig å finne andre kildebergarter som kan ha dannet olje.

I og rundt Nordkappbassenget er det tidligere gjort et lite funn av olje i brønn 7228/7-1 A og likeledes et lite oljefunn oppe på Finnmarksplattformen i brønn 7128/4-1. Disse to funnene har en kildebergart som sannsynligvis er fra undre trias eller eldre. Denne kildebergarten er derfor indirekte påvist ved funn, men er ikke bekreftet ved boring. Den store usikkerheten ved denne kildebergarten er om den har et volum som er tilstrekkelig til å generere olje i kommersielle mengder.

Funnet på Finnmarksplattformen ligger i sedimentære bergarter som ble avsatt i perm. Denne oljen stammer etter all sannsynlighet fra en kildebergart i karbon. Kalksteiner og mørke skifre i karbon har potensial til å danne olje og gass. I Billefjorden på Svalbard ligger denne type bergarter eksponert i dagen. Spor av olje i gruvene ved Pyramiden og avdunsting av flyktig petroleum lenger inn i Billefjorden, viser at kildebergarter fra karbon har et potensial til å danne petroleum. Sannsynligheten for at dette kan ha skjedd, også lenger sør i Barentshavet, er relativt stor. Det er imidlertid svært usikkert hvor store mengder olje som kan ha vært dannet. Mengden av tilgjengelig kildebergart er usikker, det er også begravingsdypet. Dersom kildebergarten har vært begravet for dypt, vil kildebergarten ikke lenger danne olje. Da er det mer sannsynlig at kildebergarten kan ha dannet gass.

Seismikken i de østlige områdene viser at det i undre trias er dannet et stort delta, eller en sokkelkant, som har bygget seg ut fra land i nordvestlig retning. I forkant av dette deltaet tynner lagene ut og viser en kondensert lagpakke som antagelig består av svarte marine skifre med ukjent innhold av organisk materiale. Denne skiferen er dannet før saltbevegelsene i bassengene og er uavhengig av forstyrrende foldninger, erosjon og rask sedimentasjon rundt saltdiapirene. Den antatte skiferen i undre trias kan ha potensial til å være kildebergart for olje og gass dersom den har et organisk innhold med rett sammensetning. Det er ikke boret brønner i nærheten som kan bekrefte denne hypotesen. Dersom skiferen i undre trias har de rette egenskapene, er den begravet på et gunstig dyp for dannelse av olje. Temperaturfall i bergarten i forbindelse med heving av Barentshavet i kvartær, har antagelig stoppet prosessen med dannelse av eventuell ny olje. Det er derfor olje som er dannet før hevingsprosessen som er aktuell i prospektene. Det er knyttet stor usikkerhet til denne kildebergarten, men hvis den slår til, kan den være det viktigste bidraget til eventuelle oljefunn i Barentshavet sørøst.

I nordlig og vestlig del av Barentshavet er det utviklet modne kildebergarter i marine skifre fra mellomtrias. I de nye områdene i de sørøstlige delene av Barentshavet viser seismisk tolkning at deltaog deltasletteavsetninger er mer dominerende, og det er mindre sannsynlig at det har vært avsatt marine skifre i dette området i mellomtrias. I Nordkappbassenget og Tiddlybankbassenget har det også vært stor strukturell aktivitet med dannelse av saltplugger. Dette har ført til rask sedimentasjon rundt saltpluggene, noe som heller ikke har vært gunstig for dannelse av marine kildebergarter i mellomtrias.

Migrasjon av petroleum fra kildebergart til reservoarbergart i Barentshavet sørøst antas vesentlig å være vertikal. Det regionale strukturelle bilde gir små muligheter for migrasjon inn fra øst. Her ligger Fedynskyhøgda som stengsel. Samtidig er erosjonen på Fedynskyhøgda ganske dyp, slik at mye av petroleumen fra jura og øvre trias sannsynligvis vil være lekket ut i dette området.

Oljedirektoratet vurderer at sannsynligheten for dannelse av olje er størst i områder nær saltbassengene. Rundt saltpluggene og i kanten av de dype saltbassengene vil hydrokarbonfasen sannsynligvis være både olje og gass. Inne på Bjarmelandsplattformen, inklusive en stor dom i nordøst, er sannsynligheten for at hydrokarbonfasen vil være gass svært stor. Gassfunn både på Norvargdomen og Shtokman underbygger denne antagelsen.

Utsiktene for en kildebergart som har dannet gass som kan være kommersielt interessante er gode. Det er imidlertid svært usikkert om det er en kildebergart for olje i området, og om en eventuell kildebergart har hatt tilstrekkelig volum til å være interessant i petroleumssammenheng. I utgangspunktet vurderer Oljedirektoratet Barentshavet sørøst som en gassprovins, men holder muligheten åpen for at det også kan være dannet olje i området. Dette gjelder særlig i og rundt saltbassengene.

 

Ressursevaluering

 

Metodikk

Det er alltid usikkert om det finnes petroleum i et område. Beregningen av ressurser i letemodeller tar hensyn til usikkerheten ved å risikovurdere de ulike parametrene som har betydning for tilstedeværelse og oppbevaring av petroleum. I tillegg er letemodellene definert med usikkerhetsfordelinger for ulike reservoar- og væskeparametre.

Utarbeidelse av letemodeller er en metode for å systematisere og gruppere de geologiske parametrene som kjennetegner letemodellen og som skiller den fra andre letemodeller.

 

Resultat

De viktigste reservoarbergartene i Barentshavet sørøst finnes i sandsteiner fra trias. I tillegg kan sandsteiner fra jura og undre del av karbon, samt kalksteiner og revstrukturer fra karbon/perm være aktuelle som reservoarbergarter. Oljedirektoratet har definert og kartlagt en rekke letemodeller i avsetninger fra karbon/perm til jura alder i Barentshavet sørøst, og foretatt en stokastisk ressursberegning. Risikovurderingen er basert på tilstedeværelse og oppbevaring av petroleum og usikkerhetsvurderinger av de ulike petroleumsgeologiske parametrene.

Oljedirektoratet har definert flere letemodeller som sammenfaller med de ulike hovedstrukturelementene i Barentshavet sørøst. På Finnmarksplattformen er det definert letemodeller for tidlig- og senkarbon, mens det på nordlig del av Finnmarksplattformen er definert letemodeller av trias alder. I Tiddlybank- og Nordkappbassenget er det definert ulike trias letemodeller, mens det på Bjarmelandsplattformen er modeller både av jura og trias alder. På Fedynskyhøgda er det definert ulike trias letemodeller. I de øvrige områdene i Barentshavet sørøst er det definert letemodeller i karbon, trias og jura alder.

Forventede utvinnbare ressurser for Barentshavet sørøst er beregnet til om lag 300 millioner Sm³ o.e., med en nedside (P95) på 55 millioner Sm³ o.e. (95 prosent sannsynlig at ressursene er lik eller større enn 55 millioner Sm³ o.e.) og en oppside (P05) på 565 millioner Sm³ o.e. (5 prosent sannsynlig at ressursene er lik eller større enn 565 millioner Sm³). Sannsynlighetsfordelingen og den kumulative fordelingen for de utvinnbare ressursene er vist i figur 6.9. Siden minst en letemodell strekker seg inn i den åpne delen av Barentshavet sør og her er påvist ved funn, betyr dette at minst en letemodell i Barentshavet sørøst er bekreftet og følgelig vil gi funn.

 

Figur 6.9

Figur 6.9 Fordeling og kumulativ sannsynlighetsfordeling av totale utvinnbare uoppdagede ressurser i Barentshavet sørøst basert på letemodellmetoden. Den bimodale sannsynlighetsfordelingen skyldes at det er lagt inn avhengighet mellom flere letemodeller.

 

Det forventes avhengigheter mellom flere letemodeller, blant annet med hensyn til tilstedeværelse av effektive kildebergarter. Dersom det gjennom boring av en brønn påvises en kildebergart som fungerer, vil sannsynligheten for at denne kildebergarten fungerer for flere letemodeller være stor. Avhengighet i kildebergart gjelder blant annet for flere letemodeller med potensielt store ressursvolumer. Dette kommer klart fram som bimodalitet i ressursfordelingen, se figur 6.9. Ressursfordelingen har to ressursanslag med relativ høy sannsynlighet (bimodal). Den høyeste av disse viser effekten av å påvise en kildebergart i en letemodell som øker sannsynligheten for at denne også vil bli påvist i øvrige avhengige letemodeller med forventet høye ressursanslag.

Figur 6.10 viser den kumulative fordelingen av de utvinnbare ressursene, der bidragene fra de ulike letemodellene kommer klart fram. Det er letemodellene på Bjarmelandsplattformen som bidrar til de store ressursestimatene.

 

Kumulativ fordeling av de totale utvinnbare ressurser i Barentshavet sørøst. 

Figur 6.10 Kumulativ fordeling av de totale utvinnbare ressurser i Barentshavet sørøst. De ulike letemodellene er gruppert på strukturelementene og øvrige områder i Barentshavet sørøst.

 

De forventede utvinnbare ressursene fordeler seg på henholdsvis om lag 50 millioner Sm³ væske og om lag 250 milliarder Sm³ gass, se figur 6.11. Det er usikkert om det er oljedannende kildebergart i området, og om en eventuell kildebergart har hatt tilstrekkelig volum til å være interessant i petroleumssammenheng. Det forventes derfor mer gass enn olje i Barentshavet sørøst. Bjarmelandsplattformen og Fedynskyhøgda vurderes som rene gassprovinser, mens Nordkappbassenget, Tiddlybankbassenget og Finnmarksplattformen vurderes som kombinerte olje- og gassprovinser.

 

 

Figur 6.11 Kumulativ fordeling for utvinnbare olje- og gassressurser i Barentshavet sørøst.

 

Estimatene av de uoppdagede ressursene i Barentshavet sørøst er usikre. Det er stort potensial for å finne olje og gass. Fordelingen mellom gass og olje er anslått til 85 prosent gass og 15 prosent olje. Bekreftelse av letemodeller gjennom funn kan gi en betydelig ressursoppside.

Når de utvinnbare uoppdagede ressurser for Barentshavet sørøst legges inn i estimatet for Barentshavet fra 31.12.2012, øker de uoppdagede utvinnbare ressursene i Barentshavet med 31 prosent, se figur 6.12.

 

Fordelingen av uoppdagede utvinnbare væske- og gassmengder for Barentshavet fra 2012-analysen og fra 2013 med Barentshavet sørøst (BHSØ) inkludert. 

Figur 6.12 Fordelingen av uoppdagede utvinnbare væske- og gassmengder for Barentshavet fra 2012-analysen og fra 2013 med Barentshavet sørøst (BHSØ) inkludert.

 

 Opp
Til toppen av siden