Mye å hente i tette reservoarer

«Selv om det er knyttet stor usikkerhet til hvor mye gass det er snakk om, kostnadsnivå og framtidige gasspriser, viser våre beregninger at det dreier seg om store verdier», sier Arne Jacobsen, som er underdirektør i hovedområdet Teknologi, analyser og sameksistens.

Et tett reservoar er et reservoar med lav permeabilitet (gjennomstrømmelighet, det vil si evnen et porøst materiale har til å transportere væske eller gass).

Disse reservoarene kan vanligvis ikke produseres med konvensjonelle brønner; for å oppnå lønnsom produksjon, må det settes inn tiltak som får gassen til å strømme bedre. Ulike varianter av oppsprekking og flergrensbrønner er foreløpig de mest aktuelle metodene for å utvinne ressursene i tette reservoar.

Tynnhullsteknologi er også aktuelt flere steder, der mange tynne borehull i samme brønn øker brønnenes kontaktflate med reservoaret (reservoareksponeringen) og fører til at hydrokarbonene lettere strømmer inn i brønnene.

Dette er alle metoder og teknologier som er testet og i bruk på norsk sokkel i dag, men anvendes hovedsakelig for å få ut mer olje. Andre steder i verden, som i Mexicogolfen, på britisk sokkel og på enkelte landfelt, er teknologiene tatt i bruk for å få produsert gass.

Tidskritiske ressurser

Utvinning fra tette reservoar kan ofte bare bli lønnsomt dersom utbyggingen baseres på tilknytning til eksisterende infrastruktur. Store volum og relativt lave produksjonsrater medfører lang produksjonshorisont, så dette er det viktig å ikke utsette til feltet nærmer seg nedstenging.

«Disse ressursene må produseres før levetiden til infrastrukturen utløper, og de er derfor i mange tilfeller tidskritiske. Derfor er det viktig med løsninger som gjør det mulig å produsere dem innenfor den tekniske levetiden til eksisterende infrastruktur», sier Jacobsen.

ODs hovedmål er å bidra til størst mulige verdier for samfunnet fra olje- og gassnæringen gjennom en effektiv og forsvarlig ressursforvaltning:

«Vi må sikre  at verdier ikke går tapt, og at selskapene gjør nok for å få produsert også de krevende volumene», sier Jacobsen.

Samarbeid på tvers

OD er opptatt av at selskapene «snur hver stein» og ser på om det er mulig å få produsert gjenværende ressurser lønnsomt ved å ta i bruk eksisterende teknologi. Et virkemiddel kan være samordning på tvers og samarbeid på sokkelen:

«Det er ofte kostbart å implementere teknologi, og lønnsomheten kan være marginal. Vi oppfordrer selskapene til å tenke nytt og jobbe på tvers – for å få til mulige stordriftsfordeler», sier Jacobsen.

Han mener det kan være penger å spare på å samarbeide for eksempel om planlegging,  leie av fartøy og boring av et visst antall brønner i et område. Slike kampanjer er vanlige innenfor eksempel lett brønnintervensjon (vedlikehold av produksjonsbrønner som vanligvis utføres med fartøy).

Tilstedeværende olje og gass i tette reservoar fordelt på havområde. tallene er oppgitt i millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm³ o.e.).

Tette reservoar i alle havområder

OD presenterte estimater for ressurser i tette reservoarer på norsk kontinentalsokkel i ressursrapportene fra 2017 og 2019, og konkluderte med at det er betydelige ressurser i tette reservoarer i alle havområder på NKS.

Nordsjøen

Estimatet for kartlagte tilstedeværende volum i tette reservoar i den sørlige delen av Nordsjøen er i størrelsesorden 750 millioner standard kubikkmeter (Sm³) olje og 90 milliarder Sm³ gass. Det meste ligger i kalksteinsreservoar i Ekofisk-, Eldfisk- og Valhallområdet. På Utsirahøgda er det også påvist produserbar olje i grunnfjell. Grunnfjell består av harde og tette bergarter. I dette området er imidlertid grunnfjellet så oppsprukket og porøst at olje har migrert inn.

I den nordlige delen av Nordsjøen er kartlagte tilstedeværende volum i tette reservoar estimert til å være om lag 360 millioner Sm³ olje og 80 milliarder Sm³ gass.  I dette området ligger store deler av volumene ­i sandsteinsreservoar. På Oseberg og Gullfaks er det imidlertid også store volum i den overliggende Shetlandkalken og delvis i Listaformasjonen.

På Oseberg er det gjennomført en prøveutvinning av olje i Shetlandkalken. Potensialet av ulike brønnstimulerings metoder vurderes testet.   På Gullfaks produseres det fra den tette Shetlandkalken. Det benyttes vanninjeksjon og horisontale brønner for å forbedre utvinningen.

Norskehavet

Kartlagte tilstedeværende volum i tette reservoar i Norskehavet er beregnet til om lag 130 millioner Sm³ olje og 420 milliarder Sm³ gass. Volumene ligger utelukkende i sandsteinsreservoar. Store deler ligger i Tilje- og Garnformasjonen, som ligger dypt og har svært varierende reservoaregenskaper.

Funnene Lavrans, Linnorm, Noatun og  Njord Nordflanken 2 og 3 har alle tette reservoarsoner der rettighetshaverne fortsatt vurderer muligheten for utbygging ved å bruke ulike teknologier for å bedre lønnsomheten. På Smørbukk Sør er tynnhullsteknologi brukt i de tette sonene i Garnformasjonen. Teknologien er også brukt på flere felt, blant annet Edvard Grieg, Valhall og Ivar Aasen.

Dette er et eksempel på utprøving av ny teknologi for å øke produktiviteten i de tette reservoarsonene. Det er også funn som blir tilbakelevert fordi rettighetshaverne ikke finner lønnsomhet i utbygging av de tette reservoarsonene. 6506/6-1 Victoria i Norskehavet er et eksempel på dette. Funnet har store tilstedeværende volumer, men er tilbakelevert.

Barentshavet

Kartlagte tilstedeværende volum i tette reservoar i Barentshavet er beregnet til fem millioner Sm³ olje og 270 milliarder Sm³ gass. Ettersom Barentshavet er mindre utforsket enn Nordsjøen og Norskehavet, spesielt med tanke på gass, er ressursgrunnlaget mer usikkert. De tette reservoarene i Barentshavet er sandsteinsreservoar av trias alder.

Kartlagte tilstedeværende olje- og gassvolum i tette reservoar med usikkerhetspenn.

Les mer om brakke gassressurser her.