Redaktion og opdatering af indholdet på denstoredanske.dk er indstillet pr. 24. august 2017. Artikler og andet indhold er tilgængeligt i den form, der var gældende ved redaktionens afslutning.

  • Artiklens indhold er godkendt af redaktionen

Olie og gas

Oprindelig forfatter FSu

I de seneste år har Danmark været selvforsynende med og sågar eksportør af olie og naturgas. Indtil slutningen af 1960'erne var der imidlertid ingen, der drømte om, at dette en dag ville blive tilfældet.

Den tidlige udvikling

Allerede i 1856 havde man dog fundet olieholdigt sand og skrivekridt under brøndgravning ved Heide i Holsten. Området var endnu knyttet til Danmark, og kong Frederik d. 7. gav et firma eneret til at udnytte olien, som man udvandt ved at destillere det opgravede kridt. De store oliefund i USA nogle få år senere gjorde imidlertid driften urentabel. I årene mellem 1. Og 2. Verdenskrig fandt man – igen i Holsten – olie langs flankerne af saltdiapirer, der var lokaliseret ved geofysiske undersøgelser.

Inspireret af disse fund gennemførtes i årene før 2. Verdenskrig de første geofysiske undersøgelser i Danmark rettet mod salt- og olieefterforskning. Det førte til skandalen omkring salget af hele den danske undergrund til amerikaneren F. Rawlin, som er beskrevet ovenfor i afsnittet om salt.

Annonce

Gulf Refining Compagny, der havde overtaget indvindingsretten i 1938, fortsatte efter krigen med at lave dybe boringer over saltstrukturer i undergrunden ved Vinding og Gassum. I 1950-53 borede man på land ved Frederikshavn, Haldager, Ringe, Ullerslev, Tønder, Glamsbjerg, Børglum, Skagen, Uglev, Rødby, Arnum og Åbenrå. Disse dybe boringer gav ingen fund, men derimod et enormt udvidet kendskab til Danmarks undergrund. Mange af boringerne har givet navn til formationer i Trias, Jura og Kridt.

Der fulgte nu en periode med stilstand i efterforskningen, men i 1957 overtog Standard Oil of New Jersey (senere ESSO) koncessionen i to år efter Gulf. De opgav også, efter at have gennemført boringer ved Vemb, Fjerritslev, Vedsted, Flyvbjerg, Horsens, Hønning, Grindsted, Rødekro, Lavø og Slagelse. Heller ikke i denne periode blev der fundet kulbrinteforekomster, der kunne udnyttes, men svage spor af olie blev påvist i lag af dolomit fra Sen Perm i boringerne ved Åbenrå, Tønder og Hønning.

Efter at Standard Oil havde opgivet videre efterforskning, ytrede det tyske selskab Deutsche Erdöl ønske om en koncession i Danmark. Det havde gode resultater i Holsten og var især interesseret i mulighederne for at finde olie i Sønderjylland. I 1962 gav regeringen imidlertid koncession til et nyt selskab, Dansk Undergrunds Consortium (DUC), oprettet af den danske skibsreder A. P. Møller sammen med Gulf og Shell og senere Chevron. DUC gennemførte en lang række flymagnetiske og seismiske undersøgelser forskellige steder i Jylland, og i 1965 påbegyndte selskabet sin første dybe boring ved Rønde på Djursland.

 FIGUR 18-31. Den danske olieindvinding i Nordsøen startede i 1966. Her ses boreriggen Enesco 70, der i 2000 foretog en prøveproduktion i Nini-feltet.

FIGUR 18-31. Den danske olieindvinding i Nordsøen startede i 1966. Her ses boreriggen Enesco 70, der i 2000 foretog en prøveproduktion i Nini-feltet.

I disse år blev et enormt naturgasfelt fundet ved Groningen i Holland (se kapitlet Ørken og salthav (Devon, Karbon og Perm) og følgende afsnit). Det strakte sig ud under havbunden, og det førte til olieefterforskningen i Nordsøen. Her fandt man i løbet af få år en række store gasfelter i den sydlige del af den engelske sektor. Gassens kildebjergart var kullag fra Karbon, og reservoirerne bestod af tykke, porøse sandsten aflejret i Tidlig Perm i et udstrakt ørkenområde. I 1966 påbegyndtes den første danske boring i Nordsøen, og denne indledte en ny æra (figur 18-31).

Det første oliefund i den dansk del af Nordsøen i 1966 fik først navnet Anne, men blev senere omdøbt til Kraka. Reserverne var små, og feltet blev først sat i produktion i 1991, da ny teknologi øgede indvidningsgraden og gjorde feltet rentabelt.

DUC’s koncession udløb i 1974, og i lyset af den netop opståede oliekrise blev der nedsat en arbejdsgruppe, der skulle vurdere koncessionshaverens virksomhed indtil udløbet af koncessionsperioden. Man nåede til den konklusion, at DUC burde have iværksat en indvinding af naturgas og kondensat fra de fund, man havde gjort i Nordsøen. Man mente derfor ikke, at koncessionshaveren kunne opretholde sin ret til fortsat efterforskning og indvinding af disse kulbrinter.

Handelsministeriet brugte situationen til at indlede nye forhandlinger med DUC, og de førte frem til en ny aftale i 1976. En del af gassen skulle tilbydes det nyoprettede statslige Dansk Olie & Naturgas A/S (DONG), og man skulle helst undgå at afbrænde gas på oliefelterne. Samtidig blev koncessionsområdet opdelt i blokke, som skulle tilbageleveres til staten over en årrække.

Aktørerne

I alt har 10 selskaber andel i den danske produktion. I 2010 stod Dansk Undergrunds Consortium (DUC) for 86 % af produktionen. DUC bestod da af A.P. Møller – Mærsk A/S (39 %), Shell Olie- og Gasudvinding Danmark B.V. (46 %) og Chevron Denmark Inc. (15 %). Til at forestå selve arbejdet med at bore og indvinde virker et af selskaberne i et konsortium som operatør. For DUC drejer det sig om Mærsk Olie og Gas A/S på 15 af de 19 felter, DONG E & P A/S på 3 og Hess Denmark ApS på et enkelt felt.

Sikkerhed

Der lægges stor vægt på sikkerheden for de op mod 3.000 personer, der arbejder på Nordsøens anlæg, og på beskyttelse af miljøet. Energistyrelsen har da også løbende tilsynsbesøg og dialog med selskaberne.

Der er kommet yderligere fokus på sikkerhedsforholdene ved olieefterforskning og -udvinding efter Deepwater Horizon-eksplosionsulykken i den Mexicanske Golf i april 2010. Ved denne ulykke omkom 11 personer, boreplatformen sank, og gennem en periode på tre måneder strømmede mere end 800.000 m3 (4 mio. tønder) olie op fra den ca. 5.600 m dybe boring, der blev udført på 1.544 m’s vanddybde.

Vanddybderne i Nordsøen er langt lavere, under 100 m, og boringerne udføres fra såkaldte jack-up boreplatforme, som står direkte på havbunden. Det er en langt sikrere platformtype end dem, der anvendes på meget dybt vand.

De geologiske forudsætninger

Forekomsten af olie- og gasfelter i den danske del af Nordsøen skyldes det heldige sammenfald af en lang række omstændigheder (figur 18-34). For at man kan finde kulbrinter, der er rentable at udnytte, skal følgende betingelser nemlig være opfyldt:

  • Der skal være en god kildebjergart.

  • Kildebjergarten skal være sunket ned til en dybde, hvor det organiske indhold danner kulbrinter, og den skal være begravet af tykke overliggende lag.

  • Der skal være en god reservoirbjergart, som olie og gas kan vandre ind i, og den skal derfor ligge over kildebjergarten.

  • Der skal være en fælde, hvor olie og gas kan samles i reservoirbjergarten; det kan være en bule i laget over en saltstruktur eller en forkastning.

  • Endelig skal der være et segl over reservoiret, så olien ikke løber ud. Seglet er typisk finkornet ler eller skifer.

Sorte skifre fra Sen Jura og måske også kul fra Midt Jura er kildebjergarter for alle felternes olie og gas (kapitlet Fra ørkener til varme have), men kun i Central Graven er disse lag begravet dybt nok til, at deres organiske indhold kan danne kulbrinter. Enkelte felter som f.eks. Siri, ligger imidlertid hele 25 km øst for Central Graven, men også her stammer kulbrinterne fra graven, idet de er vandret den lange vej til reservoiret gennem porøse lag, der kun hælder ganske svagt i retning mod Central Graven.

De sorte skifre, der oprindeligt er aflejret som ler på dybt vand under iltfrie forhold, skal have et relativt højt indhold af organisk kulstof, helst over 2 %. Den vigtigste danske kildebjergart er Farsund Formationen, der har et indhold af organisk kulstof på omkring 0,5-28 %, typisk 2-5 %. Kulstoffet skal helst stamme fra små planktonalger, mens fint fordelt kulstof fra landplanter ikke giver så meget olie. Da leret blev aflejret, blev det gradvist dækket af yngre lag. Samtidig blev det opvarmet, mens bassinet sank ind.

 FIGUR 18-34 (a). For at finde olie og gas skal man være heldig. Der skal være en god kildebjergart (skifer), som ligger dybt nok til, at lagets organiske materiale bliver til kulbrinter. Kulbrinterne skal kunne samle sig i en reservoirbjergart (typisk sandsten eller kalksten), i en oliefælde, så de ikke slipper bort. Over fælden skal der være et segl (ler).

FIGUR 18-34 (a). For at finde olie og gas skal man være heldig. Der skal være en god kildebjergart (skifer), som ligger dybt nok til, at lagets organiske materiale bliver til kulbrinter. Kulbrinterne skal kunne samle sig i en reservoirbjergart (typisk sandsten eller kalksten), i en oliefælde, så de ikke slipper bort. Over fælden skal der være et segl (ler).

Kulbrintedannelsen begynder ved en temperatur på ca. 60 °C, og der er maksimal oliedannelse ved 120-140 °C. Det såkaldte olievindue dækker temperaturintervallet 60-160 °C. Ved temperaturer på mere end 160 °C dannes der gas, der delvis stammer fra nedbrydning af olie. Olievinduet ligger i det danske område på dybder omkring 2-5 km. Farsund Formationen og andre potentielle kildebjergarter findes kun på så store dybder i Central Graven, og det er forklaringen på, at man hidtil ikke har fundet kulbrinter andre steder i Danmark.

De fleste felter har reservoir i kridtlag fra Maastrichtien og Danien (kapitlerne Fra ørkener til varme have og Koralrev og lerhav), mens nogle få felter har reservoir i sandsten fra Midt og Sen Jura samt Palæogen. Kridt er ikke en normal reservoirbjergart. Porøsiteten er høj, men permeabiliteten, der er et udtryk for bjergartens evne til at lade væsker strømme igennem, er meget lille på grund af bjergartens ringe kornstørrelse. Kalkfelterne er ofte meget opsprækkede, fordi de ligger over saltstrukturer eller hævede blokke. Indvindingsgraden er øget betydeligt i de senere år på grund af ny teknologi. Således sker oppumpning af olie i flere felter samtidig med, at man pumper vand ned. Det høje tryk, der anvendes ved nedpumpningen, bevirker, at vandet sprækker kalken op og fordeler sig langt ud i reservoiret.

Reservoirlagene er ofte tynde, måske kun 10 m, så anvendelsen af vandrette boringer spiller en stor rolle for optimering af produktionen.

Man forsøger således at følge den tynde reservoirhorisont, der typisk ligger i et par kilometers dybde, vandret over mange kilometer. Rekorden blev nået i Halfdan-feltet med en ca. 10 km lang vandret boring.

Vanddybden over felterne er ganske ringe, normalt 30-60 m, hvilket letter installation af bore- og udvindingsplatforme. Kalkstensreservoirerne ligger generelt på dybder omkring 1500-2500 m under havbunden. Sandstensreservoirerne fra Midt og Sen Jura ligger derimod betydeligt dybere, og dybderekorden for en boring i den danske del af Nordsøen er på 5800 m. Den blev nået i 2002 med Svane-1-boringen, der blev udført af Phillips Petroleum Int. Corporation Denmark.

Fælderne i de fleste kalkstensfelter er strukturer af form som en omvendt tallerken, der er dannet ved, at stensalt fra Sen Perm er trængt op nedefra. Stensalten har mast de overliggende lag op i den omvendte tallerkenform, hvor olien så kan samles. Fælderne i de jurassiske sandstensfelter er dannet af hældende blokke, hvor olien kan samles. Reservoirsandstenene fra Sen Jura er omgivet af tætte skifre og danner såkaldte stratigrafiske fælder.

Reservoirets segl, der forhindrer olien i at trænge videre op, udgøres i de fleste danske felter af tætte lerlag fra Palæogen.

Felternes størrelse afhænger af, om der er en tilstrækkelig tyk kildebjergart til stede, samt af reservoirets tykkelse og fældens areal. Det største danske felt, Dan-feltet, dækker et areal på 21 km2.

Nye fund

Det høje aktivitetsniveau er fortsat, og i 2011 blev der boret to boringer på land og to i Central Graven. De to sidste resulterede i fund, og det ene var i lag fra Miocæn. Det var første gang, der blev fundet kulbrinter i lag af denne alder.

Af nyere fund påkalder Hejre-feltet sig særlig interesse, idet reservoiret, som består af sandsten fra Sen Jura, ligger på meget stor dybde, ca. 5 km mod 1,5-3,5 km for de fleste andre felter i Nordsøen. Det betyder, at feltet kræver udstyr til at klare de meget høje tryk og temperaturer. Der forventes en produktion på ca. 16 mio. m3 olie og ca. 10 mia. Nm3 gas. Omkostningerne til udbygningen er vurderet til ca. 9. mia. kr. Den slags felter med høje temperatur- og trykforhold påkalder sig stadig stigende interesse i hele Nordsøen, selvom både omkostninger og sikkerhedsforhold afviger meget fra de øvrige felters.

Halfdan-feltet er også værd at nævne på grund af sin helt specielle fældetype (se forrige afsnit). Reservoiret består af kalksten fra Maastrichtien og Danien, der i tidligere geologisk tid udgjorde en såkaldt strukturel fælde. Efter senere tektoniske bevægelser i undergrunden er strukturen gradvis forsvundet, og olien er begyndt at strømme væk fra området. I modsætning hertil er strukturen i stort set alle danske kalkstensfelter dannet, ved at salt fra Sen Perm har dannet diapirer, som har presset kalkstenen op som en omvendt dyb tallerken. Bortstrømningen af olien fra den oprindelige struktur går dog meget langsomt på grund af kalkstenens lave permeabilitet. Indvindingen foregår ved hjælp af mange kilometer lange, vandrette, parallelle boringer, som er skiftevis produktions- og vandinjektionsbrønde. Variation i injektionstrykket i brønden opsprækker kalkstenen, og vandet kan presse olien hen mod produktionsbrøndene.

Forholdene omkring 2010

Ved indgangen til 2012 er det 40 år siden, at den første danske olie blev produceret fra Dan-feltet i 1972, og der blev gennemført en lang række efterforsknings-, vurderings- og produktionsboringer. Olie- og gasproduktionen foregår nu som dengang kun i Nordsøen, og i 2010 produceredes der fra 19 felter (figur 18-32) med tilsammen 283 aktive produktionsbrønde, heraf 198 oliebrønde og 85 gasbrønde. Seks nye produktionsbrønde blev boret i 2010, og prisen på dem og de øvrige udbygningsaktiviteter repræsenterer en samlet investering på 4,9 mia. kr.

 FIGUR 18-32. De danske oliefelter i 2010.

FIGUR 18-32. De danske oliefelter i 2010.

Olieproduktionen lå i 2010 på 14,2 mio. m3, svarende til 89,4 mio. tønder (omregningsfaktor 6,293), hvilket var 6 % mindre end i 2009. Faldet skyldtes aldrende felter, men man forsøger at modvirke dette ved produktionsoptimering af eksisterende felter med ny teknologi og udbygning af nye felter. Gasproduktionen lå i 2010 på 8,1 mia. normalkubikmeter (Nm3, et mål for volumen, hvor man har taget højde for tryk og temperatur). Heraf blev 7,1 mia. Nm3 sendt til land som salgsgas, mens resten enten blev reinjiceret for at forbedre indvindingen i udvalgte felter eller blev brugt som brændstof på platformene. Se figur 18-33.

Den samledes værdi af den danske olie- og gasproduktion i 2010 er vurderet til 58,2 mia. kr., hvilket er en stigning på ca. 15 % i forhold til 2010. Dette skyldes, at den højere oliepris mere end opvejer det fald i produktionen, der begyndte omkring 2004-2005.

 FIGUR 18-33. Årlige udvinding af olie i den danske del af nordsøen siden 1972.

FIGUR 18-33. Årlige udvinding af olie i den danske del af nordsøen siden 1972.

Danmark forventes at være nettoeksportør af olie og naturgas til henholdsvis 2019 og 2021. Den veludbyggede infrastruktur har nemlig gjort det muligt at udnytte forekomster, som det ellers ville være for dyrt at udbygge. Ved en oliepris på 120 US $ pr. tønde skønnes olie- og gasaktiviteternes effekt på betalingsbalancens løbende poster at ligge på ca. 32-43 mia. kr. pr. år i perioden 2012-2016.

I 2012-2015 forventes de samlede investeringer at ligge på 4,9 mia. kr. Investering i udbygning af nye og eksisterende felter er den mest udgiftskrævende post. For de kommende fem år forventes investeringer i størrelsesordenen 44 mia. kr.

Referér til denne tekst ved at skrive:
Finn Surlyk: Olie og gas i Naturen i Danmark, Fenchel, Larsen, Vestergaard, Friis Møller og Sand-Jensen (red.), 2006-13, Gyldendal. Hentet 26. marts 2019 fra http://denstoredanske.dk/index.php?sideId=484125

Teksten indgår i værket Naturen i Danmark, der består af 5 bind. I værket beskrives dyr og planter i Danmarks vandløb, have, skove og åbne landskaber. Læs om værket på gyldendal.dk