5 Ressurspotensialet i Barentshavet sørøst
Oljedirektoratet samlet inn seismiske data i Barentshavet sørøst i 2011 og 2012. Disse danner, sammen med informasjon fra tidligere åpnede områder, grunnlag for tolkning av geologien og estimering av petroleumsressursene i området. Oljedirektoratet bruker en statistisk metode kalt letemodellanalyse for å beregne uoppdagede petroleumsressurser. Metoden går ut på å systematisere og beskrive den geologiske forståelsen av et område og definere letemodeller. Letemodeller danner grunnlaget for å beregne hvor mye petroleum som kan påvises og produseres fra hver letemodell.
Boks 5.1 Letemodell
En letemodell er definert innenfor et geografisk avgrenset område hvor flere geologiske faktorer opptrer sammen, slik at produserbar petroleum kan påvises. Disse faktorene er:
Reservoarbergart, som er en porøs bergart hvor petroleum kan oppbevares. Reservoarbergartene i en bestemt letemodell vil være av et gitt stratigrafisk nivå.
Felle, som er en tett bergart eller geologisk struktur som omgir reservoarbergarten, slik at petroleum holdes tilbake og samles opp i reservoaret. Fellen må være dannet før petroleum slutter å komme inn i reservoaret.
Kildebergart, som er skifer, kalkstein eller kull som inneholder organisk materiale som kan omdannes til petroleum. Kildebergarten må også være moden, det vil si at temperatur og trykk er slik at petroleum faktisk blir dannet, og petroleum må kunne bevege seg fra kildebergarten til reservoarbergarten.
5.1 Forventninger om olje og gass i området
Den geologiske kunnskapen om Barentshavet sørøst er relativt begrenset, da det til nå verken er boret letebrønner eller gjennomført grunne vitenskapelige boringer i området. Etter avtale mellom norske og russiske myndigheter var det et moratorium på petroleumsvirksomhet i området mens forhandlingene om maritim avgrensning og samarbeid pågikk.
Det er derimot boret en rekke brønner i åpnet del av Barentshavet sør, både vitenskapelige, grunne stratigrafiske brønner og kommersielle letebrønner. Fra litteraturen finnes det også noe data fra boringer i den russiske delen av Barentshavet. Innsamlede seismiske data i 2011 og 2012 har gitt viktig ny kunnskap.
Basert på strukturgeologien kan Barentshavet sørøst deles inn i fem geografiske områder som er viktige for å forstå petroleumspotensialet. De fem områdene er Finnmarksplattformen, Bjarmelandsplattformen, Nordkappbassenget, Tiddlybankbassenget og Fedynskyhøyden.
Figur 5.1 Oversikt over geologiske strukturelementer i sørøstlige del av Barentshavet.
Kilde: Oljedirektoratet
I geologiske termer utgjør en plattform et relativt flatt og stabilt område med relativt få strukturer som kan være aktuelle for oppbevaring av petroleum. Til gjengjeld kan strukturene være store. I Barentshavet sørøst er det dannet to slike store strukturer på plattformene − én på Bjarmelandsplattformen og én på Finnmarksplattformen. Funn i en av disse strukturene vil kunne ha stor betydning for den videre utviklingen av petroleumsvirksomheten i Barentshavet sørøst.
Et geologisk basseng er et område hvor bergartene synker inn som følge av forkastningsvirksomhet. Bassengene i Barentshavet sørøst er fylt med salt fra karbon og permtiden. Saltet har senere beveget seg mot havbunnen og danner en rekke saltplugger i Nordkappbassenget og Tiddlybankbassenget. Slike saltplugger kan ofte ha mulighet for petroleumsfeller på sidene.
Geologiske høyder defineres av et større regionalt område som er hevet opp som følge av forkastningsvirksomhet. Hevningen kan føre til at det ikke avsettes sand eller leire over toppen av høyden eller at en del av bergartene på toppen fjernes ved erosjon fordi høyden heves over havnivå. Fedynskyhøyden er et slikt stort regionalt område som er hevet opp og hvor store deler av lagene sentralt på høyden mangler. På flankene av Fedynskyhøyden er det dannet en rekke forkastninger som kan danne feller med muligheter til å finne petroleum.
De viktigste reservoarbergartene i Barentshavet sørøst finnes i sandsteiner fra triastiden. Men sandsteiner fra jura og undre del av karbon, samt kalksteiner og revstrukturer fra karbon/perm, kan også være aktuelle som reservoarbergarter.
Oljedirektoratet vurderer at sannsynligheten for oljedannende kildebergart er størst i områder som er knyttet til saltbassengene. Rundt saltpluggene og i kanten av de dype saltbassengene vil hydrokarbonfasen sannsynligvis være både olje og gass. Inne på Bjarmelandsplattformen − inklusive en stor struktur i nordøst − er sannsynligheten for at hydrokarbonfasen vil være gass svært stor. Gassfunn både på Norvargdomen og Shtokman underbygger denne antagelsen. Utsiktene for å ha en kildebergart som har dannet tilstrekkelige mengder gass er gode.
For olje er det knyttet stor usikkerhet til om det er en kildebergart i området, og om en eventuell kildebergart har hatt tilstrekkelig volum til å være interessant i petroleumssammenheng.
Erfaring fra gassfunnet 7225/3-1 Norvarg viser at petroleumsreservoar kan være tilstede i flere nivåer på Bjarmelandsplattformen. Ny seismikk i den nordlige del av Barentshavet sørøst viser at petroleum lekker fra mindre forkastninger og at dette utgjør en usikkerhet i forhold til oppbevaring av petroleum. Denne usikkerheten er størst i de grunne reservoarene.
I ressursanalysen har Oljedirektoratet vurdert sannsynligheten for å finne olje eller gass i de ulike områdene. Bjarmelandsplattformen og Fedynskyhøyden vurderes som rene gassprovinser, mens Nordkappbassenget, Tiddlybankbassenget og Finnmarksplattformen vurderes som kombinerte olje- og gassprovinser. På Fedynskyhøyden er det mulighet for at Russland og Norge kan ha petroleumsforekomster som krysser avgrensningslinjen.
Oljedirektoratet har definert og kartlagt en rekke letemodeller/deler av letemodeller i avsetninger fra karbon/perm til jura alder i Barentshavet sørøst. Det er foretatt en stokastisk ressursberegning basert på petroleumsgeologiske parametere, som for eksempel egenskapene til mulige reservoarbergarter og eventuell olje og gass. Verdiene for de enkelte parameterne oppgis med et usikkerhetsspenn. Forventede utvinnbare ressurser for Barentshavet sørøst er beregnet til 300 mill. Sm3 o.e., med en nedside på 55 mill. Sm3 o.e. (P95) og en oppside på 565 mill. Sm3 o.e. (P05). De forventede utvinnbare ressursene fordeler seg på henholdsvis 50 mill. Sm3 væske og 250 mrd. Sm3 gass.
Det forventes mer gass enn olje fordi en per i dag har størst forventning om tilstedeværelse av gassgenererende kildebergart, noe også overvekten av gassfunn både på norsk og russisk side i denne delen av Barentshavet tyder på.
En nærmere omtale av ressurspotensialet i Barentshavet sørøst følger i vedlegget til stortingsmeldingen.