Figur 1. Geologisk tverrsnitt (ca. 50 km langt) som illustrerer typisk fordeling av oljefeller med kildebergart og reservoar på norsk sokkel. Kildebergarter er ofte også forseglende takbergarter. Kildebergarter opptrer på ulike dyp, men med dagens tradisjonelle bassengmodellering må kilden være begravd dypere enn 3,5 km for å effektivt drive ut olje. Det betyr at bare de dypeste kildebergartene på skissen vil bidra med oljemigrasjon til reservoarene. I kontrast til dette vil bruk av Walderhaugs oljeinklusjonsdata bety at alle kildebergartene som er skissert vil bidra til oljemigrasjon. Implikasjonen er at oljemigrasjon kan være kort (mindre enn 5 km). Den tradisjonelle modelleringen med utdriving av olje fra store dyp (>3,5 km) betyr i mange tilfeller at oljemigrasjon over lange distanser (>30 km) er nødvendig for å forklare oljefunnene.
I dette innlegget vil jeg framheve at det finnes et betydelig forretningsmessig potensial i å anvende oppdatert petroleumsgeologisk kunnskap i leting. Våre petroleumsgeologiske modeller kan forbedres betydelig ved å inkorporere ny kunnskap om tidspunkt og temperatur for oljedannelse.
Det er forskningsarbeid og publikasjoner av Olav Walderhaug og Per Arne Bjørkum (se litteraturhenvisninger) som ligger til grunn for at dagens letemodeller kan forbedres.
Behovet for en ny letestrategi ble tidligere i år påpekt av Tim Dodson og Sidsel Lindsø. De skrev i februar 2025 i Dagens Næringsliv og på ExploCrowd.com:
«For å sikre langsiktig verdiskaping må det satses bredere innen leting og utforske andre områder på sokkelen som har hatt mindre leteaktivitet. For å få til dette må letemodellene utvides og ikke være for snevre. Det er fortsatt store hydrokarbon-ressurser på sokkelen, men vi må våge å ta risiko for å finne. Og, leting etter nye store ressurser haster.»
Disse synspunktene passer godt med mine egne erfaringer etter 40 år i oljeindustrien. Jeg vil ta dette videre ved å konkret peke på forbedringspotensialet i våre letemodeller, og hvordan dette kan føre til økt leting i områder som er lite utforsket og med betydelig hydrokarbonpotensial.
Innen leting etter olje og gass er vår petroleumsgeologiske forståelse viktig for å identifisere og kartlegge mulige forekomster (prospekter) som kan bli boremål. Petroleumsgeologi innen prospektevaluering innebærer blant annet:
- Kontroll på stratigrafi og tilstedeværelse av reservoarbergart
- Prediksjon av reservoarkvalitet (opprinnelig kvalitet og diagenetiske endringer)
- Identifisering av takbergart som forsegler reservoarbergart
- Geometrisk definisjon og kartlegging av feller
- Tilstedeværelse av kildebergart for olje eller gass
- Kartlegge mulige migrasjonsveier fra kildebergart til reservoar
- Tidspunkt for dannelse av felle og tidspunkt for oljemigrasjon
Ny petroleumsgeologisk innsikt fra Walderhaug og Bjørkum har stor betydning for de tre siste punktene. Jeg etterlyser imidlertid større interesse og evne fra petroleumsindustrien til å utforske hvordan denne kunnskapen kan endre synet på leteprospektivitet. Det store spørsmålet er:
Hvorfor er ikke interessen større for å få bedre letegeologisk forståelse i jakten på nye olje- og gassfunn?
Ny petroleumsgeologisk kunnskap
Bjørkum viser i sine publikasjoner og andre skriftlige bidrag til store svakheter og mangler i den etablerte forståelsen av hvordan olje drives ut fra kildebergart. Han påpeker at man i dag ignorerer de vitenskapelige funnene som ble gjort før 1970. Etter 1970 overtok pyrolyse (Rock-Eval) som det dominerende verktøyet for å analysere kildebergartsegenskaper, og det ble etablert en «sannhet» om at høy temperatur (>130 °C) er nødvendig for effektiv utdriving av olje fra kildebergart.
Bjørkum viser imidlertid til flere grunner til at Rock-Eval ikke kan brukes i petroleumsgeologi og at de vitenskapelige funnene fra før 1970 bør tas mer på alvor, blant annet analyser av H.D. Hedberg (Hedberg 1964). Bjørkums forskning konkluderer med at olje drives ut av kildebergart ved oppsprekking og ensrettet lateral migrasjon mot nærliggende reservoarbergart (eller ledebergart).
Denne fysisk-kjemiske forståelsen for migrasjon er også viktig ny kunnskap for bedre å forstå hvordan våre oljefelt har blitt fylt og hvorfor noen feller er tørre. I jakten på nye oljefunn er denne migrasjonsprosessen viktig å implementere, og ikke, slik det gjøres i dag, modellere oljeutdriving som oppdrift internt i kildebergarten.
Avgjørende for en ny letemodell er tidspunkt og temperatur for oljeutdriving fra en kildebergart. Bjørkum konkluderer med at denne prosessen skjer ved relativt lave temperaturer slik forskerne tidligere (før 1970) var enig om. Dagens dominerende syn er at oljeutdriving skjer mest effektivt i temperaturvinduet 130-150 °C. Ny kunnskap peker imidlertid i retning av at olje drives ut effektivt ved langt lavere temperaturer (<100 °C).
Walderhaug har lagt fram oljeinklusjonsdata som danner et solid fundament for å konkludere med at oljen som har fylt våre gigantfelt ble drevet ut av kildebergartene ved lavere temperaturer enn 90-100 °C. Det er et overveldende stort datasett som ligger til grunn, der de fleste brønnene i Nordsjøen er analyserte. Det må påpekes at det samme resultatet framkommer fra ulike deler av Nordsjøen enten det er fra Viking-graben, Sentral-graben eller Egersund-bassenget.
Walderhaug påpeker også at der det ligger en gasskolonne over en oljekolonne og i reservoarer som i dag bare inneholder gass, finner vi vanligvis oljeinneslutninger til stede i gassonene. Dagens gassoner har med andre ord tidligere inneholdt olje. Årsaken er trolig at (tørr) gass har fortrengt olje, noe som har medført at gassen har tatt opp komponenter fra oljen slik at vi ender opp med våt gass.
Dette stemmer overens med Bjørkums analyser som konkluderer med at gass ofte har en annen kildebergart enn olje og at den drives ut som tørr gass. Dette utfordrer dagens syn om at olje og gass alltid kommer fra samme kildebergart og på samme måte.
Bidrag til forbedret letemodell
Ut fra Bjørkum og Walderhaugs vitenskapelige bidrag, kan en ny og bedre petroleumgeologisk metodikk anvendes. Viktige punkter i en slik ny letemetodikk er:
- Tidlig oljeutdriving. Oljen drives ut ved temperaturer lavere enn 90-100 °C. Det betyr at oljen har blitt fanget i reservoarfeller lenge før kildebergarten (f.eks. Draupne Fm) nådde en temperatur på 130 °C (i Nordsjøen dypere enn 3,5 km) slik dagens tradisjonelle tankegang er. Det er usikkert hvor tidlig olje kan drives ut ettersom Walderhaugs data ikke setter noen nedre temperaturgrense, men Bjørkum postulerer at det kan være svært tidlig (også lavere enn 50 °C).
- Tidlig dannede feller. I Nordsjøen fungerer Draupneformasjonen ofte både som kildebergart og takbergart, og siden oljen drives ut relativt tidlig (50-90 °C) må fellene være på plass tidlig når oljen migrerer. Feller som dannes seint ved f.eks. seine saltbevegelser vil ikke gi suksess (oljefunn).
- Større områder med kildebergart. Oljen ble drevet ut ved temperaturer lavere enn 90-100 °C, mest sannsynlig i temperaturvinduet 50-90 °C. Det betyr at kildebergarter som er begravet 2,0-2,5 km allerede har drevet ut oljen. Områder med fungerende kildebergart i Nordsjøen kan derfor være mer enn det dobbelte sammenlignet med dagens etablerte syn. Dette åpner opp for leting etter olje i områder som så langt har hatt lite leteaktivitet.
- Kort oljemigrasjon. De fleste akkumulasjoner av lett olje er funnet i feller der dagens temperatur er mellom 70 og 120 °C. Med den nye modellen, der oljen drives ut i intervallet 50-90 °C, vil alle kildebergarter i nærheten av fellene ha drevet ut olje og en kort migrasjonsvei kan skisseres (se Figur 1 øverst).
- Ulike kilder for olje og gass. Olje og gass har vanligvis ulikt opphav og migrasjonsmekanismene er forskjellige ettersom gass migrerer oppløst i vann, mens olje migrerer som egen fase. Derfor kan ikke olje og gass modelleres sammen. Forståelsen av gassdannelse bør bygge på Bjørkums analyser.
Dodson og Lindsø framhever at dagens letemodell er for snever og at vi ikke bare må lete i de samme områdene hele tiden. De nye tankene og dataene fra Bjørkum og Walderhaug er et kjærkomment bidrag til å åpne for letemetodikk som favner bredere. I tillegg kan områder som tradisjonelt ha blitt utelatt fordi kildebergarten ikke er dypt nok begravet, med den nye kunnskapen bli revitaliserte som letemål.
Oljeindustrien og leting
De nye vitenskapelige bidragene fra Bjørkum og Walderhaug har vært kjent i flere år, men de store oljeselskapene har ikke vært villige til å se på og anerkjenne de prospektmulighetene som åpner seg i mindre utforskete områder. Det er en godt sementert sannhet i oljeselskapenes letemiljøer at årsaken til tørre brønner er at kildebergarten ikke har vært dypt nok begravet («umoden kildebergart»).
Den nye kunnskapen som utfordrer dette synet, har dårlige levekår siden dette medfører at man må endre på innarbeidet letemetodikk og også innrømme at man noen ganger har brukt gal metodikk.
I områder med salttektonikk så kan tidspunkt for felledannelse være feil med hensyn til oljemigrasjon, og sein salttektonikk vil også bidra til ødelagte fellegeometrier og lekkasjer. Derfor er andre årsaker enn «umoden kildebergart» høyst aktuelle i områder med tørre brønner. Størrelse på volum av kildebergart og retning på oljeutdriving og -migrasjon i nærheten av prospekter er også en faktor som kan ha stor betydning for letesuksess i et område.
Det er på tide at de store oljeselskapene tar ansvar og leter i områder med større risiko og som har prospekter med stort volumpotensial. Gigantfeltet Johan Sverdrup ble funnet 42 år etter vårt første store gigantfunn (Ekofisk). 3D-seismikk var tilgjengelig i industrien i minst 20 år før Johan Sverdrup ble funnet, og noe av grunnen til at det ikke ble funnet tidligere skyldes at det var lokalisert i utkanten av arealet som ble betraktet som attraktivt område for leting (pga. kildebergartsproblematikk).
Leteekspertise innen petroleumsgeologi må få fokus i oljeindustrien. Leting er ingen administrativ øvelse; geologisk innsikt og nytenkning må få oppmerksomhet. Det må bety at ny kunnskap (slik som Bjørkum og Walderhaug har bidratt med) må bli inkludert i forståelse av petroleumsgeologisk usikkerhet og letepotensial.
Så langt er det lite som tyder på at oljeselskapene har tatt dette tilstrekkelig inn over seg, eller utnyttet forretningspotensialet som ligger i ny kunnskap. Så spørsmålet er fortsatt åpent: Hvorfor er ikke interessen større for å få bedre letegeologisk forståelse i jakten på nye store olje- og gassfunn?
RUNE MJØS
Petroleumsgeolog
Litteraturhenvisninger
Hedberg, H. D., 1964, Geological aspects of origin of petroleum: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 48, s. 1755-1803.
Skriftlige publikasjoner/innlegg av Olav Walderhaug:
O.Walderhaug i GeoExpro (2022). Oil inclusions reveal new insights on timing of North Sea hydrocarbon generation. https://geoexpro.com/oil-inclusions-reveal-new-insights-on-timing-of-north-sea-oil-generation/
O.Walderhaug og K.W.Porten (2025), Journal of Sedimentary Research, v. 95, s. 544–561: Temperatures of albitization of plagioclase in sandstones from the Norwegian continental shelf. https://pubs.geoscienceworld.org/sepm/jsedres/article/95/3/544/653485/Temperatures-of-albitization-of-plagioclase-in
O.Walderhaug (innsendt til Journal of Sedimentary Research, oktober 2025): Temperatures of oil expulsion from source rocks – evidence from oil inclusions in diagenetic cements in North Sea sandstones.
Skriftlige publikasjoner/innlegg av Per Arne Bjørkum med fokus på olje:
P.A.Bjørkum i Geo365 (2021). Leter med utgangspunkt i gale teorier. https://geo365.no/leter-med-utgangspunkt-i-gale-teorier/
P.A.Bjørkum i EarthArXhiv (2023). Reconsideration of the pre – 1970 model for the timing of oil expulsion from source rocks. https://eartharxiv.org/repository/view/4698/
Publikasjon/skriftlige innlegg av Per Arne Bjørkum med fokus på gass:
P.A.Bjørkum i Geo365 (2022): Ny teori for gass kan åpne for nye letemuligheter. https://geo365.no/ny-teori-for-gass-kan-apne-for-nye-letemuligheter/
P.A.Bjørkum i EarthArXiv (2022). Origin, transport, accumulation of methane in sedimentary basins revisited. https://eartharxiv.org/repository/view/3633
