Geologisk beskrivelse

Tampen regnes som en av de mest oljerike områdene i Nordsjøen, med en rekke betydelige funn på både norsk og britisk sokkel. Her ligger forkastningsblokkene på rekke og rad, og mange av dem inneholder olje og gass.

Geologisk utvikling og strukturer

Gullfaks-området har utviklet seg over flere hundre millioner år. For ca. 400 millioner år siden kolliderte Grønland (Laurentia) med det baltiske skjoldet. Dette førte til dannelsen av Kaledonidene, en enorm fjellkjede som var på størrelse med dagens Himalaya. Etter denne kollisjonen ble bergartene presset sammen, deformert og senere slitt ned av erosjon.

Laurentia er et gammelt, geologisk kontinent som består av den geologiske kjernen (kratonet) til det som i dag utgjør Nord-Amerika og deler av Grønland. Det regnes som en av de eldste delene av jordskorpen, med deler av berggrunnen som er over 4 milliarder år gamle.

Det baltiske skjoldet er en av de eldste og mest stabile delene av jordens kontinentale skorpe, og utgjør Norge, Sverige, Finland, deler av Nordvest-Russland og Baltikum.

For rundt 150 millioner år siden begynte Nordsjøen å åpne seg på grunn av strekking av jordskorpen. Dette dannet forkastningsblokker og dype bassenger som ble fylt med sedimenter fra land. Leire blandet med alger, plankton og planter ble avsatt i dype, oksygenfattige havområder. Disse sedimentene ble blant annet til Draupneskiferen eller Kimmeridge clay, som er en av verdens viktigste kildebergarter for olje og gass. Etter hvert som lagene ble begravd dypere, økte temperaturen, og organisk materiale ble omdannet til olje og gass.

Olje dannes i temperaturområdet 80–160 °C. Dette området kalles oljevinduet. Gass dannes i gassvinduet ved temperaturer mellom 140–250 °C. Ved temperaturer over 250 °C brytes alt ned til grafitt som er det mineralet som brukes i blyanter.

Reservoarer og bergarter

Gullfaks-reservoaret dekker et område på ca. 51 km² og ligger i en forkastningsblokk. Hovedreservoaret består av sandstein fra Brentgruppen (midtre jura). Dypere nede finnes det også olje i Cook-, Statfjord- og Lundeformasjonene. Over hovedreservoaret ligger Shetlandgruppen og Listaformasjonen, som inneholder olje i oppsprukne kalk- og skiferlag.

Reservoarene på Gullfaks består hovedsakelig av sandstein med god porøsitet (20–34 %) og høy permeabilitet (gjennomstrømningsevne) (opp til 4 darcy), noe som gir gode strømningsegenskaper. Oljekolonnen, det vil si “høyden” på oljen som ligger i reservoaret, fra toppen av oljesonen til der oljen slutter og vannet tar over, i feltet er ca. 250 meter tykk.

Produksjonsutfordringer

Forkastningene deler reservoaret i mange små blokker, hvor det kan være dårlig trykkforbindelse mellom blokkene. Dette gjør det krevende å styre oljeproduksjonen og forutsi hvordan oljen dreneres. Noen av de dypere reservoarene, som Statfjordformasjonen i Gullfaks Sør, har dårlig strømningsevne og er sterkt segmentert. Det vil si at oljen i reservoaret ikke ligger i én sammenhengende «tank», men er delt opp i mange mindre, adskilte deler.

Sandproduksjon er også et problem, fordi reservoarbergarter er dårlig sementert. At en reservoarbergart er dårlig sementert betyr at kornene i bergarten (for eksempel sandkorn i en sandstein) ikke er godt bundet sammen av mineraler som fungerer som “lim” – typisk kvarts, kalsitt eller leirmineraler. Dette fører til at sand kan følge med oljen til overflaten, noe som sliter på utstyr og rørledninger.

Satellittfeltene ligger på egne forkastningsblokker og har begrenset kommunikasjon med hovedfeltet, noe som ytterligere kompliserer oljeutvinningen.

Teknologi og strategier

For å håndtere de geologiske utfordringene brukes avanserte teknologier som horisontale og lange brønner, samt spesielle løsninger for å hindre sandproduksjon. Trykket i reservoarene opprettholdes hovedsakelig ved vanninjeksjon, men også ved hjelp av gassinjeksjon og VAG-teknologi (vann-alternativ gassinjeksjon) i utvalgte områder.

4D-seismikk (tidslapse-seismikk) brukes for å overvåke reservoaret over tid. Dette gjør det mulig å justere bore- og produksjonsstrategier etter hvordan reservoaret responderer, noe som er spesielt viktig i segmenterte områder med varierende trykk.

Fremtidige muligheter

Over hovedreservoaret ligger tette kalk- og skiferreservoarer i Shetlandgruppen, som noen steder inneholder olje, men med svært lav utvinningsgrad. Å produsere fra disse lagene er teknisk krevende. I 2015 ble det godkjent en revidert plan for utbygging og drift (PUD), som tok sikte på å hente ut olje fra disse reservoarene ved hjelp av ny teknologi. Likevel gjenstår det fortsatt store utfordringer, spesielt med å forbedre boreteknikk og forstå hvordan oljen dreneres i disse tette reservoarene.[REMOVE]Fotnote: NDLA. Anna Aabø. (29.06.2025) Reservoarformasjonenes porøsitet og permeabilitet https://ndla.no/subject:1:6951e039-c23e-483f-94bf-2194a1fb197d/topic:f731d600-98c4-4f56-a062-cf948cef34e4/resource:1:157664; Nordgulen, Ø., Solli, A., Nøttvedt, A., Bryhni, I., Ramberg, I. B., Norsk geologisk forening, & Norges geologiske undersøkelse. (2006). Landet blir til: Norges geologi. Norsk geologisk forening og Kristin Alne, Rune Jerstad, Håvard Larsen, Kjersti Bysting, Ole Martin Holmefjord. (2006. 9. mai). Bruk av multilaterale brønner på Gullfaks Sør Statfjord. Norges Teknisk-Naturvitenskapelige Universitet Institutt for Petroleumsteknologi og Anvendt Geofysikk

Tidslinje over den geologiske utviklingen