Prospekter og letemodeller

16.04.2010

For at petroleum skal kunne dannes og oppbevares innenfor et område, er det flere geologiske faktorer som må opptre samtidig.

Disse er at:   

  1. det finnes en reservoarbergart hvor petroleum kan oppbevares 
  2. det er dannet en felle, slik at petroleum holdes tilbake og akkumuleres i reservoaret 
  3. det finnes en kildebergart som inneholder organisk materiale som ved tilstrekkelig temperatur og trykk er omdannet til petroleum 
  4. det finnes en migrasjonsvei, slik at petroleum kan bevege seg fra kildebergarten til reservoarbergarten   


Det er sjelden at alle disse faktorene er oppfylt samtidig. Hvis én eller flere ikke er oppfylt, vil det ikke finnes oppsamlede mengder av olje og gass i området. Det er alltid knyttet usikkerhet til om det kan finnes petroleum, og det må bores brønner for å kunne fastslå dette.

Sannsynligheten for å finne petroleum kalles for funnsannsynlighet, og den anslås ved å vurdere sannsynligheten for at faktorene over inntreffer. 

 

Kartlagte prospekter

OD har kartlagt og beregnet utvinnbare petroleumsressurser i 50 prospekter i Nordland VI, Nordland VII og Troms II (figur 9 og 10). Betegnelsen prospekt brukes om en kartleggbar mulig petroleumsfelle. ODs arbeid er basert på seismisk kartlegging og på data fra boring og funn i nærliggende områder.

Ressursmengden for hvert prospekt kan ikke fastslås nøyaktig, fordi det er knyttet stor usikkerhet til alle de geologiske parameterne som inngår i estimatet. Derfor angis ressursene i prospektene med et forventningstall og et usikkerhetsspenn som viser et høyt og et lavt estimat som representerer henholdsvis 10 prosent og 90 prosent sannsynlighet. Funnsannsynligheten varierer fra tre til 25 prosent.

Noen av de viktigste faktorene som vurderes for å fastslå funnsannsynligheten er:   

  • reservoarkvaliteten 
  • kartlegging av felle med bakgrunn i datatetthet, datakvalitet og geologisk kompleksitet 
  • mulighet for at petroleum har lekket ut av reservoaret som følge av oppsprekking av overliggende bergarter 
  • migrasjonsvei for olje og gass fra kildebergarten til fellene  
  • kildebergartens begravningsdyp 
  • heving og etterfølgende erosjon 


Detaljert kunnskap om sandsteinene og vekslingen mellom sand-, silt- og leirstein gir geologene mulighet til å vurdere hvilke forhold sedimentene ble avsatt under. Leteboring gir informasjon om tykkelse på reservoar-sandstein, porøsitet og hydrokarbonmetning, i tillegg til kunnskap om type og kvalitet på hydrokarbonene. I områder der det er boret mange letebrønner, er det et godt datagrunnlag for å anslå hvor store olje- eller gassmengder det kan forventes å finnes i et nytt prospekt i området. Usikkerheten i estimatene øker med avstanden fra kjente områder.

 

Figur 9.  Forventningsverdi og usikkerhetsspenn for utvinnbare ressurser i prospekter som OD har kartlagt i områdene Nordland VI, Nordland VII og Troms II.

 Figur 9.  Forventningsverdi og usikkerhetsspenn for utvinnbare ressurser i prospekter som OD har kartlagt i områdene Nordland VI, Nordland VII og Troms II.
(Sortert på område og størrelse).

 

Figur 10.  Prospekter kartlagt av OD i områder som ikke er åpne.Prospekter i utvinningstillatelser er ikke vist.

Figur 10.  Prospekter kartlagt av OD i områder som ikke er åpne.
Prospekter i utvinningstillatelser er ikke vist.


Lang avstand til brønner med relevant informasjon om reservoar- og væskeparametre er en utfordring for kartlegging og ressursevaluering i Nordland VII og Troms II. Nordland VI ligger nærmere brønner, funn og felt i Norskehavet, og det er antatt at de juraiske/triasiske prospektene i Nordland VI vil ha likhetstrekk med de påviste reservoarene av samme alder lenger sør.   

Mengden av olje eller gass som kan finnes i et kartlagt prospekt avhenger av mange fysiske parametere. Geo-logene vil kartlegge petroleumsfellens geometriske form og volum, estimere en forventet sandsteinstykkelse, beregne mengden olje eller gass som kan ha migrert inn i prospektet og vurdere hvor mye petroleum som eventuelt kan ha lekket ut i forbindelse med senere erosjon og reaktivering av forkastninger. Disse faktorene gir grunnlag for estimat av tilstedeværende hydrokarbonvolum i prospektet. ODs kartlegging og data fra grunne boringer viser at reservoaret i mange av de største strukturene i Nordland VI og Nordland VII er blitt erodert før de senere er blitt dekket av yngre sedimenter. Reservoaret vil da ligge i kileform nedenfor toppen av strukturene. En slik reservoarform gir vesentlig mindre volum enn om sanden var blitt bevart i de opprinnelige parallelle lagene. 

En faktor som har stor betydning for beregning av volumet, er høyden på petroleumskolonnen i prospektene. Denne avhenger av hvor sterk forsegling det er over prospektet, men også hvor mye olje og gass som har migrert inn i prospektet og hvor mye som eventuelt har lekket ut. OD har analysert 45 funn i Norskehavet og det vestlige Barentshavet og laget en oversikt over olje- og gass-kolonner som er funnet der. Disse varierer fra noen få meter opp mot 400 meter, der 200 meter utgjør en middelverdi. I deler av de vurderte områdene regner OD med noenlunde tilsvarende geologiske forhold, og at det er sannsynlig at prospektene her har tilsvarende høye olje- og gasskolonner som i Norskehavet og det vestlige Barentshavet. I deler av området der det har vært stor heving og erosjon, forventer vi lavere kolonner som en følge av at forseglingsegenskapene svekkes. 

Alle ressursanslag er beregnet på grunnlag av en statistisk (stokastisk) metode som tar hensyn til usikkerheten i alle faktorene.  Ressursanslaget er vist med forventningsverdi og usikkerhetsspenn. anslått funnsannsynlighet er i gjennom-snitt 12 prosent for de kartlagte prospektene , det vil si at det statistisk forventes at det blir gjort funn i hvert åttende prospekt. Når det blir gjort funn, vil dette ofte øke funn-sannsynligheten i liknende prospekt i nærheten. 


 

Letemodeller 

Det finnes ulike metoder for å anslå hvor mye olje og gass som kan være dannet og oppbevart i et område. Metodene avhenger av hvor mye kunnskap som finnes om området. ODs foretrukne metode, letemodellanalyse, er en beregningsmetode som går ut på å definere geologiske modeller, letemodeller, innenfor et avgrenset geografisk område som omfatter prospekter med felles egenskaper. 

For hver letemodell vurderes sannsynligheten for at både reservoarbergart, felle, kildebergart og migrasjonsvei er til stede. Dette kalles letemodellsannsynligheten. Det er usikkert om letemodellen faktisk fungerer før det blir gjort funn i et prospekt som tilhører letemodellen. Dersom det ikke er påvist produserbar petroleum i en letemodell er den ubekreftet. Når det er gjort et funn, er letemodellen bekreftet. Da er det ikke lenger usikkert om letemodellen fungerer, og letemodellsannsynligheten settes til én. Dette vil normalt ha som effekt at ressursanslaget for letemodellen øker. Det kan finnes flere letemodeller innenfor samme geografiske område, de kan for eksempel ha ulik geologisk alder og derfor ligge over hverandre på ulike dyp i lagrekken.  

Når det er gjort funn, er det fortsatt usikkert hvor stor del av de påviste ressursene det er teknisk og økonomisk mulig å produsere. Det er altså usikkert hvor mye ressurser som finnes innenfor de ulike geografiske områdene, om disse ressursene vil ligge i små eller store funn, og om det hovedsakelig er olje eller gass. Jo mer informasjon som er tilgjengelig, jo sikrere er evalueringen av letemodellene og muligheten for å gjøre funn. 

Innenfor de kartlagte områdene har OD definert letemodeller som i alder faller innenfor seks hovedgrupper. Den enkelte letemodell kan strekke seg over flere av områdene.

 

Eocen og paleocen

Den yngste letemodellen er definert å ligge lengst vest i Barentshavet, inkludert Eggakanten (figur 11) og omfatter reservoarsandstein av eocen alder. Det er boret én undersøkelsesbrønn i området, men modellen er ikke bekreftet. Det har ikke vært mulig å kartlegge prospekter, men det er identifisert flere prospektmuligheter. Vi mener likevel at det kan være mulig å kartlegge prospekter og påvise petroleum ved boring. Denne letemodellen bidrar derfor i de beregnede ressursmengdene.

 

Figur 11. Letemodell i eocen (gul farge).

 Figur 11. Letemodell i eocen (gul farge).

 

Det er videre definert to letemodeller i paleocen (figur 12) som begge er ubekreftet.  Den største og best kartlagte ligger i ytre del av Vestfjordsbassenget. Reservoaret antas å være sandstein med svært god reservoarkvalitet som er påvist i flere brønner sørvest for området. Dette er sandsteinsvifter som ble avsatt i havet mot sør fra et landområde i Lofoten. Kildebergarten er ventelig av senjura alder. To prospekter er kartlagt i Nordland VI, og flere prospektmuligheter er identifisert. I Troms II er det kartlagt sekvenser som er svært like de som er tolket som paleocen letemodell i Nordland VI. Det er ikke identifisert paleocene prospekter i Troms II.

 

Figur 12. Letemodeller i paleocen (oransje farge).

Figur 12. Letemodeller i paleocen (oransje farge).

 

Kritt  

Letemodellene i øvre og undre kritt (figur 13 og 14) består av sandvifter avsatt langs kanten av de sedimentære bassengene.  I Troms II-området finnes det betydelige mektigheter med sedimenter i kritt. kildebergarten er organisk rik leirstein av tidlig- og senjura alder. Letemodellen i undre kritt som strekker seg inn i Nordland V og Vest-fjorden, er bekreftet ved funn på Haltenbanken, men det har ikke vært mulig å definere prospekter her. I Nordland VI og VII er det tykke lag av kritt alder, men letemodellen er ikke bekreftet. Grensen mellom undre kritt og øvre kritt er kartlagt i Nordland VI, men kan ikke bestemmes med sikkerhet i Nordland VII. Det er kartlagt 14 prospekter av kritt alder, ett prospekt i Nordland VI, sju i Nordland VII og seks i Troms II. 

Ressurspotensialet i kritt letemodeller er betydelig.

 

Figur 13. Letemodeller i øvre kritt (lys grønn farge)

Figur 13. Letemodeller i øvre kritt (lys grønn farge)

 

 

Figur 14. Letemodeller i undre kritt (mørk grønn farge).

Figur 14. Letemodeller i undre kritt (mørk grønn farge).

 

Jura

Jura-letemodellen som ligger i Nordland VI og VII er ubekreftet (figur 15). Det er påvist sandstein i jura i grunne stratigrafiske boringer, og tilsvarende bergarter er kjent fra Andøya. Kildebergarten antas å kunne danne olje i de dypere deler av Ribbebassenget, mens den trolig danner gass i de dypere delene av Trænbassenget (figur 4). Heving og erosjon har trolig redusert forseglingsegenskapene og kan ha gitt lekkasje. Dette, sammen med tynn overdekning av yngre sedimentære lag som kan ha dårligere forseglingsegenskaper, ansees som en betydelig risiko ved letemodellen. Letemodellen, som strekker seg inn i Nordland V og Vestfjorden, er bekreftet ved funn på Haltenterrassen. 

I Troms II er letemodellen bekreftet med flere funn i Barentshavet (7019/1-1 og 7119/12-3). 

Det er kartlagt 15 prospekter i Nordland VI, 10 i Nordland VII og to i Troms II av antatt jura alder. Letemodellene i jura bidrar med de største ressursene i hele det kartlagte området.

 

Figur 15. Letemodeller i jura (mørk blå farge).

Figur 15. Letemodeller i jura (mørk blå farge).

 

Prejura 

To letemodeller i prejura er definert i den østre delen av Norskehavet (figur 16). Disse antas å ha sandsteinsreservoar som er avsatt på land som skredvifter, elveavsetninger og som delta og grunnmarine avsetninger. Det er også mulig at det kan forekomme kalksteinsavsetninger dannet på grunt vann. Disse letemodellene er ikke bekreftet. Det er ikke kartlagt prospekter som tilhører denne letemodellen. Ressurspotensialet anses som lavt.

 

Figur 16.  Letemodeller i prejura (indigo farge).

Figur 16.  Letemodeller i prejura (indigo farge).

 

 

Letemodell i grunnfjell 

Det er definert en ny letemodell der oppsprukket og forvitret grunnfjell er forventet reservoar. Letemodellen strekker seg fra Nordland VI inn i Nordland VII (figur17). Det er kartlagt i alt sju prospekter i denne letemodellen, men ressurspotensialet anses som lavt.

 

Figur 17. Letemodell i grunnfjell (rødbrun farge).

Figur 17. Letemodell i grunnfjell (rødbrun farge).