Den store MS lisensen begynner litt nedenfor jernbanen og strekker seg videre nedover i sørlig retning, Med helning imot øst.

Transkript

1 WEST UKHTINSKOYA LISENSEN 2007 (WU) INNLEDNING Har laget et info innlegg om West Uthinskoye lisensen til Aladdin Oil&Gas. Dette er basert på hva jeg har av informasjon om lisensen. Dette oppsamlet igjennom flere år. Først skal vi gå inn på et satellitt bilde som viser lisensområdet. Byen Ukhta ligger opp til høyre i bildet. Selve lisensområdet grenser nesten inntil byen og strekker seg i sør vestlig retning. Ca. midt på bildet ser dere en mørk innsjø som ser ut som en T, Jernbanen som går igjennom lisensområdet går forbi denne innsjøen. Her er også den nedre delen av WU lisensen. Yarega by, ligger nede til venstre i satelitt bildet. Den store MS lisensen begynner litt nedenfor jernbanen og strekker seg videre nedover i sørlig retning, Med helning imot øst. Link til satelelittbilde over lisensområdet : &spn= , OVERSIKT/HISTORIE Vet dere hva Ukhta betyr? Direkte oversatt betyr det elven med olje. Bare navnet skulle tilsi at det er muligheter for oljefunn. To av Aladdin Oil & Gas Company sine lisenser, ligger som kjent i Komi Regionen. Fellesbetegnelsen på hele området er Timan Pechorabassenget. Det har vært kjent siden 1500 tallet at området innholdt olje. Det er beregnet at TP innholder over 20 milliarder oljeekivalenter. Dette er svært nær det som hittil er produsert på Norske felt i Nordsjøen. Reservene i TP er fordelt på mer enn 200 kjente felt. Ved West Ukhtinskoya lisensen sin grense i østlig retning, har det tidligere vært oljeproduksjon. Dette feltet het Chebyu. (Chebyuskaya) Dette feltet produserte olje fra 1930 tallet og frem til Grunnen til at det ble nedstengt var i hovedsak at feltet trengte store kapital investeringer, samt at byen Uhkta også ekspanderte inn på feltet. På dette feltet ble det til sammen boret mange hundre brønner. Oljen som ble utvinnet var av lett kvalitet. Til sammen ble det produsert ca. 4 mill fat. Dette med gammelt og tungvint utstyr, og ingen brønnstimulerende hjelpemidler. Feltet skal ha betydelige gjenstående oljemengder som ikke er utvinnet. Recovery raten under feltets produksjonstid, kom aldri høyere en 8,6%. Det store Yarega feltet som grenser inntil AOGC sine lisensområder i vestlig retning, har produsert olje siden 1930 tallet. Feltet er nå eid av Lukoil og produserer om lag fat pr dag. Her håper man at Canadisk teknologi skal øke produksjonen fra brønnene ytterligere. Link til Kart over West Ukhtinskoya lisensen d7-99a0d92d82e2&uu=33f5ecee-9e1a-43f8-b72a- 75bcbe268712&dt= &fu=32f88ed5-fc d14ad9

2 SELVE WEST UKHTINSKOYA LISENSEN West Ukhtinskoya lisensen er på 200km2. Den er den minste og grunneste av lisensene AOGC har i Komi. Terrenget her er i hovedsak myr og furuskog. Reservoarene ligger på ca. 100 til 4-500m. De antatte reservene på lisensen er på 17 mill fat P1 og P2 reserver. Hvor av 3.2 mill fat er P1 reserver. (AOGC sin del er henholdsvis 2,3 og 9,4 mill. fat. Eventuell produksjon fra brønner her, er estimert til å ligge på 50 til 100 fat pr dag. Det er i nyere tid boret imellom 3 til 8-10 brønner. Dette med fokus på olje og gass. Tre av disse har jeg data på. To er i regi av NPG, og en hvor de gamle eierne av lisensen stod for boreoprasjonen. Det er funnet olje på alle boringene og på den ene var det også prøveproduksjon over en kort periode. Det er estimert en kostnad på ca. 125,000 USD pr. brønn, eller ca. 800,000 Nkr. Det må nevnes at det lengre tilbake i tid, ble det boret en mengde brønner hvor man lette etter bla. bauxitt. Disse brønnene ble ikke boret særlig dypt. Mange av disse avslørte oljeforekomster men de ble aldri testet på utvinning av olje. Brønnene som er blitt boret på WU lisensen hadde ikke seismikk som grunnlag. Man har har i hovedsak basert seg på data fra gamle boringer etter bla. bauxitt. Uten seismikk er det vanskelig å finne det rette stedet og bore. Det er helt nødvendig med seismikk for og få bekreftet at strukturene virkelig er der. På WU lisensen er det fra før skutt noen få seismiske linjer lengst sør i lisensen. Disse linjene bekrefter at i dette området av bassenget er tilstrekkelig struktutering for å påvise et oljefelt. Prisanslag på skyting av seismikk på WU lisensen var for 3 år siden anslått til litt i overkant av 3 mill. kr. På WU lisensen ryker det fra jorden flere steder og flere plasser er vegetasjonene forkullet. Det hersker liten tvil om at det har lekket olje fra reservoarene eller direkte fra kildebergartene. Litt utenfor lisensområdet og på flere steder, har det vært utvinnet bitumen, eller oljesand. Det skal finnes bitumen også innenfor lisensområdet. Dette synlig på bakken. Man regner med at de prospektive oljesonene på lisensen vil variere imellom 3-4 til 7-8 meter i tykkelse. De produktive sonene på WU lisensen ligger på hva man kaller Upper Devonian og Middle Devonian alder. (Imellom 360 til 400 millioner år gamle) Dybden på hovedstrukturene varierer fra ca 90m til m. De vil være dypest helt Øst og grunnest i Vest på lisensen. Etter Russisk kalkulasjonsmåte, er WU lisensen beregnet å kunne innholde 101,3 mill fat C3 reserver. Dette ved en recovery faktor på 33% C3 kan sammenlignes med Vestlige P3 reserver. Men Aladdin tar ikke med P3 reserver i sine kalkulasjoner. I alle fall skulle dette illustere potensialet. P3 = Mulige. En annen intressant sak er at det gamle Chebyuskaya feltet ligger i nærheten av den Østlige lisensgrensen. Det som er spennende her, er om strukturene kan gå innenfor grensen til WU lisensen?

3 Det må nevnes at man ved Yarega feltet prøvde seg på en boring ned til 4700 m. Man ville finne ut om det var olje eller gass på dette dypet. Man mener at det er muligheter for nettopp det. Dessverre var utstyret var for dårlig, så boringen ble stoppet. Men det kan ligge et fremtidig potensiale i å finne olje og gass på dype strukturer i området. BRØNNER SOM ER BORET PÅ WU LISENSEN Sergei 1 Ble boret 2005/2006 Har aldri sett nøyaktig posisjon på Brønnen Sergei 1, men utifra beskrivelser jeg har lest må den ligge i den vestlige delen av WU lisensen. Borestedet var ikke valgt ut på grunnlag av seismikk. Oljen som ble funnet var av lett kvalitet. Total dybde var 412 m. Det ble funnet olje i fem soner. Dette fra 140 m til 284m. Oljelagene varierte i tykkelse 2 til 4-5 m. Det er kommet frem etterpå at brønnen ikke ble kommersielt drivverdig grunnet dårlig utstyr og teknisk kompetanse blant de Russiske boreentrepenørene. Vermund 1 Ble boret i Blir re-drillet sommeren Brønnen ble boret ned til 300m. Lokaliseringen ligger ca. midt på lisensen i den vestlige delen. Brønnen påviste flere olje og gass reservoarer. Det nederste var tykkere enn forventet og ble sammenlignet med det som har gitt stor produksjon på Yarega feltet. Oljekvaliteten var lett og holdt kvaliteten 22,4 gr API, minus "pour point" 18 gr. Funnet ble av myndighetene akseptert som et funn av oljefelt med innhold av 3.2 mill fat utvinnbar olje. Dessverre fikk man ikke testet produksjonsraten da undertrykk førte til at de gode og porøse reservoarene stadig vekk ble tettet av boreslam. Det ble satt foringsrør helt til bunns, og nederste sone ble perforert.. Perforering av de andre oljeførende sonene skulle det bli tatt stilling til senere. Det er tydelig at kompetansen og det tekniske utstyret heller ikke ved denne brønnboringen holdt mål. Det kan virke som om de Russiske boreentrepenøren som NPG engasjerte har vært et skikkelig B-lag. Både når det gjelder utstyr og kompetanse. Man kan jo også stille spørsmål til hvordan selve boringene egentlig har blitt utført. En re-drilling av brønnen Vermund 1 inngår nå i AOGC sine planer. Dette i løpet av kommende sommer. Da reservoarene ble ødelagt under den første boringen, av den russiske boreentrepenøren grunnet dårlig utstyr og teknologi. Well 12 Ble boret i Borelokaliseringen ligger Sør Vest på lisensen, ikke så veldig langt unna Yarega By. De brukte en svært gammel rigg her, og ifølge hva jeg har lest, er dette en skikkelig museumsgjenstand, og den skal antagelig fortsatt befinne seg der. Brønnen ble boret ned til 97 meter og her fant man et oljeførende lag med lett olje. Tykkelsen på dette laget var 3-4 meter. Produksjonstesten pågikk over kort tid, maksimal produskjonsrate var 128 fat pr dag. Utifra denne testen regnet man med en fast produksjonsrate på imellom 75 till 115 fat pr dag.

4 Det er skal også være boret minst 4 lignende brønner til, noe sør for Well 12. Alle disse skal være sammenliginbare med Well 12. Men disse brønnene har jeg ingen data om. De forrige eierne av lisensen så også for seg bruk av ulike brønn stimulerende midler. Bla vannineksjonsbrønner men også ulike pumpetyper. Andre alternativer var også aktuellt. Bla. å hente gass fra gassledningen som krysser lisensområdet. Man beregnet at det skulle relativt lite gassmengder til. Gode elektriske pumper kan også være et alternativ, da det skal være høvelig greit å få tilgang til elektrisitet her. De forrige eierne så for seg en en utbygging av WU lisensen med et meget stort antall brønner. Dette var i hovedsak basert på produksjon fra brønner som var rundt 100 meter dype. Nå vet vi at brønnen Vermund avslørte et tykkere lag enn forventet på det nederste oljeførende laget. Har ikke sett hvor dypt laget ligger men siden brønnen ble boret til 300m dyp så vil jeg tro at det må ligge på imellom 250 til 300m Det blir også spennende å se hva brønnene totalt kan produsere. Her kan det ligge en liten oppside i forhold til hva man har forventet. FREMOVER Fornuftig at selskapet prioriterer å brukene riggene på WU lisensen på den tiden marken ikke er frosset. Ved en eventuell produksjonsstart vil oljen bli fraktet med tankbiler til nærmeste påfyllingspunkt på oljeledningen som er i den Nordre delen av lisensområdet. Man kan også kjøre oljen direkte til refeneryet i Ukhta. Det er også en egen gassledning som krysser lisensen. Det må også nevnes at jernbane, veier og kraftledninger går igjennom WU lisensen. Så mye av nødvendig infrastruktur er ikke så langt unna.aladdin kom her forleden med følgende melding : Melding : AOGCs russiske datterselskap, OOO Geotechnologia, har blitt tildelt tillatelse til et 15-brønns boreprogram på WU lisensen av myndighetene i Komi-provinsen. WU-lisensen har hovedsakelig bedre tilgjengelighet i sommerhalvåret enn MS-lisensen og man vil prioritere boring i på denne lisensen i dette tidsrommet for å få en mest mulig effektiv utnyttelse av riggene. OOO Geotechnologia har engasjert en vestlig konsulent til å lage en datamodell av alle tilgjengelig data på denne lisensen. Dette vil bli grunnlag for boringene. I tillegg vil brønnen Vermund nr 1 bli redrillet med vårt nye vestlige utstyr, inkludert sofistikert slambehandlingsutstyr, i løpet av sommerhalvåret. På denne lokasjonen gjorde Geotechnologia i 2003 et funn, men reservoarene ble ødelagt under boringen av den russiske boreentrepenøren grunnet dårlig utstyr og teknologi. Geotechnologia arbeider videre med å få skutt seismikk på lisensen hurtigst mulig. Seismikken vil sannsynligvis påvise nye interessante prospekter på denne lisensen. KOMMENTAR : Bra at de snart går i gang med å skyte seismikk. Er spent på hva denne vil avsløre om lisensområdet. Seismikken vil også være til god hjelp for å velge ut de mest optimale borelokaliseringene. Boringer på WU lisensen ligger enda noen måneder frem i tid. Jeg er i alle fall av den oppfatning av at AOGC skulle ha gode muligheter til å gjøre drivverdige funn, og dermed komme i gang med oljeproduksjon på lisensen etterhvert.

5 TILLEGG Kvalifisering av olje reserver etter vestlig måte, og hva som må til for å finne olje og gass forekomster. Setter inn info som berører hvordan reserver ofte defineres etter vestlig måte. Har også med et fint lettfattelig skriv som er utarbeidet av oljedirektoratet. Dette berører litt om seismikk og hvilke forutsetninger som må til for å gjøre funn av olje og gass reservoarer. Greit å vite litt om disse viktige tingene også. De ulike begrepene som ofte brukes i Vesten for å kvalifisere oljereserver : Det finnes ikke et entydig system for hydrokarbonreserver, men som regel skiller man imellom tre hovedtyper: Påviste reserver (P1 eller P90) er oljereserver som man med overveldende eller 90% sannsynlighet kan sette i kommersiell produksjon. Sannsynlige reserver (P2 eller P50) er reserver som man med mer enn 50% sannsynlighet anslår er kommersiellt utvinnbare. Mulige reserver (P3) er bare 10% kommersiellt utvinnbare. I tillegg kommer ressurser, det vil si olje eller gass som i fremtiden kan bli utviklet til å kunne bli reserver. Fire forutsetninger for funn : Fire elementer må til for at det skal danne seg olje og gass. Kildebergart Reservoarbergart Takbergart Felle Dette er de enkle, men uendelig komplekse betingelsene som må være til stede for at sedimenter skal gjemme forekomster av olje og gass. - Kildebergarten er en organisk rik bergart. Ved begraving av bergarten øker trykk og temperatur, som igjen fører til at det organiske materialet modner til hydrokarboner. Det må også være mulig for hydrokarbonene å bevege seg fra kildebergarten til reservoarbergarten, forklarer geolog Oddny Svendsen i OD - og fortsetter: - Reservoarbergarten er sandstein eller kalkstein med så stor porøsitet at oljen kan oppbevares mellom for eksempel sandkornene. Takbergarten er nødvendig for å stoppe oljen fra å bevege seg ut av reservoarbergarten. Takbergarten er dannet av ugjennomtrengelige lag med for eksempel leire. Lagene, som ofte er flere hundre meter tykke, hindrer oljen i å forsvinne opp til overflaten. For å "fange" hydrokarbonene, trenger vi i tillegg en felle. Forkastninger er en type felle vi finner på norsk sokkel. Når en reservoarbergart ligger inntil forkastninger, og området samtidig er dekket med takbergart, får vi en lomme som holder hydrokarbonene innestengt. Med andre ord en felle. Den som leter? Store områder på norsk sokkel har kildebergart, reservoarbergart, takbergart og feller. Geologien varierer fra det ene området til det andre, så utfordringen er å finne fram til nøyaktig hvor i området

6 alle forutsetningene er til stede. Letearbeidet er komplekst og inkluderer grundige analyser av området, tidligere boringer og seismiske data. - Ved seismiske innsamlinger blir lydbølger skutt ned i undergrunnen med luftkanoner. Noen av disse lydbølgene blir reflektert fra de forskjellige lagene i undergrunnen. Mengden av lydbølger som blir reflektert, avhenger av hastighet og tetthet i de forskjellige lagene. Og det er disse reflekterte lydbølgene som blir innsamlet og bearbeidet, slik at geologene kan tolke dataene, forklarer geolog Christian Magnus i OD. - På seismikken leter vi etter feller, reservoar, takbergart og kilde. Dersom man tolker at disse fire elementene er til stede, regner vi oss fram til en funnsannsynlighet.