Bedömning av olja och gas i berggrunden inom
svenskt marint territorium och ekonomisk zon,
främst Östersjön – en översikt
Mikael Erlström, Anders Elhammer
& Lovisa Zillén Snowball
SGU-rapport 2014:26
augusti 2014
Omslagsbild: Oljepump i Risugns, norra Gotland.
Foto: M. Erlström.
Sveriges geologiska undersökning
Box 670, 751 28 Uppsala
tel: 018-17 90 00
fax: 018-17 92 10
e-post: [email protected]
www.sgu.se
INNEHÅLL
Sammanfattande bedömning .................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
.. .............................................. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
................................................................ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
English summary Inledning Kort historik om kolväteprospektering i Sverige ........................................................................................ 9
Gotland och Södra Östersjön ...................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Förutsättningar för bildning av kolväten i Östersjöområdet .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Oljans ursprung och kvalitet .................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Observerade förekomster av olja och gas, Gotland och svensk del av södra Östersjön . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Den kambriska sandstenen ................. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ordoviciska rev (”mounds”) ............... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Siluriska rev och sandsten ................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Produktionsdata – Gotland ...................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Observationer av olja och gas i södra Östersjön . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
11
17
18
18
18
24
24
25
Bedömning av exploaterings- och undersökningsintresset för området . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Möjliga olje- och gasfällor i den kambriska sandstenen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bedömning av eventuella olje- och gasfällors storlek . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Dalders – den största icke undersökta strukturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
25
28
30
Verksamhet i polsk, rysk, litauisk och lettisk sektor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Polen ............................................................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ryssland (Kaliningrad) .............................. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Litauen ........................................................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lettland ......................................................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
33
33
35
35
Ekonomisk bedömning av råoljans värde . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mått ... ............................................................. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Värde .............................................................. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Pågående oljeutvinning i Östersjön ........ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
35
36
37
Hur kan utvinning av ett fynd i Södra Östersjön gå till? .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
........................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Miljöpåverkan i samband med borrning Okonventionella kolväten Koldioxidlagring och oljeutvinning (EHR) ....................................................................................................... 39
Referenser ............................................................ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
Appendix 1 ............................................................ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
.. ................................................................. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
Ordlista 3 (46)
SAMMANFATTANDE BEDÖMNING
De geologiska förutsättningarna för större exploaterbara fynd av olja och gas till havs är mycket
begränsade i Sverige. Denna analys grundar sig på resultat och bedömningar utförda av SGU
och OPAB i samband med undersökningar under framför allt slutet av 1900-talet. Hittills utförda undersökningar visar att det endast är i den sydöstra delen av svenskt område i södra Östersjön som det finns förutsättningar för större fynd av olja och gas. I Västerhavet, Bottniska viken
och övriga delar av Östersjön antingen saknas sedimentär berggrund eller så har berggrunden
inte de egenskaper som krävs, dvs. de är inte lämpliga moder- eller reservoarbergarter.
Resultaten av 13 offshoreborrningar (tabell 1) och tolkningar av geofysiska mätningar (seismik) på svenskt område i södra Östersjön visar att det med stor sannolikhet inte finns fler större
strukturer (potentiella olje- och gasfällor) än de som redovisas (se avsnittet Bedömning av exploaterings- och undersökningsintresset för området). Sex av de redovisade fällorna har en storlek
som bedöms tillräcklig för att kunna innehålla utvinningsbara mängder olja och gas. Möjligtvis
kan några av strukturerna i Polen, omedelbart väster om Dalders, även sträcka sig in i svenskt
område (se avsnittet Gotland och södra Östersjön).
De större bekräftade och förmodade olje- och gasfällorna i södra Östersjön är lokaliserade
till Liepaja-Saldushöjdryggen och Lebahöjdryggen (se avsnittet Gotland och södra Östersjön). I dessa båda höjdryggar förekommer strukturer som kan vara olje- och gasförande (t.ex.
Dalders­strukturen). Inom övrig del av svenskt område i södra och centrala Östersjön är berggrunden relativt homogent lagrad. Här finns endast få mindre, domliknande strukturer som
skulle kunna utgöra olje- och gasfällor. Öster om Gotland finns några större strukturer. Dessa
bedöms vara mindre intressanta dels eftersom den kambriska reservoaren är sämre i området,
dels beroende på att det finns en mycket stor osäkerhet om strukturernas existens eftersom det
Förkastning
Strukturella fällor i kambriska
sandstenslager som ev. kan
innehålla kolväten
B-10
B3
Borrhål (OPAB)
Beteckning för oljeoch gasfält i Polen
Gotland
Oljefält i produktion
BO12
BO20
Gasfält
BO13
BO21
Primärt område som bedöms
prospekteringsintressant och
där det finns förutsättningar
för olje- eller gasfällor av
exploaterbar storlek
Öla
n
d
B11
B-5
B-3/3A
B-6
B-10
Yoldia
B4
B-9
Lebahöjdrygg
en
B-7
Dalders
B3
B6
4 (46)
B8
n
änka
ajas
Liep
Sekundärt område med
möjligheter till förekomst av
olje- och gasfällor, sannolikt
dock inte av exploaterbar storlek
saldu
aja-S
Liep ryggen
höjd
Figur 1. Bedömda primära och sekundära prospekteringsintressanta områden för olja och gas i
svensk del av södra Östersjön.
saknas moderna geofysiska data av hög kvalitet. Dessa möjliga strukturer ligger också på relativt
stort avstånd från det primära området med olje- och gasbildning i södra Östersjön. Det kan
inte uteslutas att den olja som påträffas i ordoviciska rev på Gotland kan komma från Liepajasänkan eller från en lokal moderbergart. Det bedöms inte i detta område finnas samma strukturella förutsättningar att olja ska stanna i fällor i den kambriska sandstenen som i Lebahöjd­
ryggen och Liepaja-Saldushöjdryggen.
Idag finns stor kunskap om oljebildningsprocessen i området. Bevisligen härrör oljan och
gasen från mörka paleozoiska skiffrar i den södra delen av Östersjön. Modeller indikerar att relativt mer gas i förhållande till olja bildats i sydväst, medan mer olja bildats i öster. Detta medför
att det finns en större sannolikhet för fynd av gas jämfört med olja i strukturella fällor utmed
Lebahöjdryggen. Eventuellt kan fynd av gas i den svenska B-9-borrningen indikera detta samband. Det är därför inte uteslutet att strukturerna i anslutning till Lebahöjdryggen på svenskt
område väster om Dalders kan innehålla gas.
Med utgångspunkt från dagens ekonomiska och tekniska förutsättningar krävs att en fyndighet har en storlek och geologiska egenskaper som motsvarar de polska fält som nu är i produktion eller där produktion ska starta, dvs. B3-, B6- och B8-fälten. Dessa är något mindre än
Daldersstrukturen som anses vara en av de större ännu ej borrade och förmodade oljefällorna i
området. Dalders kan jämställas med flera producerande oljefält i Norge.
Reservoarbergarten i Östersjön utgörs av kambrisk sandsten, framför allt den mellankambriska Faluddensandsten eller Deimenasandsten. Denna är på svenskt område ca 50 m mäktig
i borrningen B-9 och i Daldersområdet men avtar snabbt i mäktighet norrut mot Gotland. På
södra Gotland är den 15–20 m mäktig medan den saknas helt på norra Gotland och väster om
en nord–sydlig linje mellan Gotland och Öland. Resultat från borrningar på Gotland, utförda
av OPAB, visar att det med största sannolikhet inte förekommer kommersiella mängder olja i
den utkilande delen av Faluddensandstenen under Gotland. Det bedöms därför som sannolikt
att kommersiella mängder olja och gas på svenskt område endast kan förekomma i de strukturella fällorna söder om Gotland, i anslutning till Leba­höjdryggen och i Daldersstrukturen.
Viklau- och Närsandstenarna som ligger under Faluddensandstenen bedöms inte vara lika
goda reservoarbergarter, eftersom de allmänt har lägre porositet och inte är lika homogena som
Faluddensandstenen.
En ekonomisk beräkning av OPAB visar att eventuell olja i Daldersstrukturen har ett värde
på 41–68 miljarder SEK för produktionen ur den svenska delen av strukturen, dvs. 11–19 miljoner Sm3 olja (standardkubikmeter). Investeringarna för produktion skulle kräva en ekonomisk insats av 13–15 miljarder SEK. Vidare bedöms att arbetstillfällen motsvarande totalt
14 200 manår skapas för driftsättning och produktion. Som jämförelse uppgår värdet av utvunnen olja från B3- och D6-fälten i Polen och Ryssland till ca 30 miljarder SEK. En utvinning från
en struktur av Dalders storlek kommer att kräva borrning av ett tjugotal borrhål till 1 200–1 500
m djup samt anläggning av en produktionsplattform och ett antal undervattensenheter knutna
till produktions- och injektionsbrunnar. På plats måste också finnas förrådstankar för mellanlagring av olja och en tankningsboj för överföring av olja till tankfartyg.
En grov beräkning av strukturerna, förutom Dalders, som kartlagts på svenskt område visar att de största var och en kan innehålla mellan 1 och drygt 12 miljoner Sm3 olja. Detta är en
mängd som är klart mindre än Dalders men ändå av en sådan storlek att strukturerna kan vara
intressanta för prospektering och eventuell exploatering. Strukturerna, förutom Dalders, är delvis dåligt kartlagda vilket gör beräkningarna osäkra. Det bör också poängteras att beräkningarna är baserade på olja och inte gas. Det är dessutom endast fynd av gas i borrningen B-9 och gas
och olja på polskt område som indikerar att det kan finnas olja och gas även i strukturella fällor i
den kambriska sandstenen också på svenskt område.
5 (46)
Förutom den kambriska sandstenen finns det framför allt på Gotland och i centrala Öster­
sjön öster om Gotland ordovicisk revkalksten i form av s.k. moundstrukturer, som utgör reservoarbergart för olja. På Gotland har under perioden 1974–1992 ca 100 000 m3 olja producerats
från ett tjugotal borrhål, främst på Norra Gotland. Med hänsyn till strukturernas begränsade
volym, att inte alla innehåller olja och det dåliga utbytet från borrningarna bedöms de inte vara
intressanta för exploatering till havs.
Sannolikt finns ordoviciska rev på enskilt vatten utmed Gotlands kust. Dessa kan vara möjliga att exploatera med borrning, antingen från land eller från enklare borrplattformar. Det finns
idag dock ingen kustnära geofysik utifrån vilken det går att bestämma läget på dessa strukturer.
Det bör även beaktas att den kambriska sandstenen i södra Östersjön uppfyller de geologiska
kraven för lagring av koldioxid. I samband med eventuella borrningar för undersökning av koldioxidlagring kan olja och gas påträffas. Fynd av kolväten i samband med lagringsprojekt kan
innebära fysikaliska och ekonomiska synergieffekter, vilka kan katalysera satsning på lagring i
södra Östersjön. EHR (Enhanced Hydrocarbon Recovery) i kombination med koldioxidlagring
är också en av de metoder som tas upp i CCS-direktivet. Lagringskapaciteten i t.ex. Daldersstrukturen har beräknats till uppemot 128 miljoner ton koldioxid (Vernon m.fl. 2014).
En slutbedömning blir att det inte kan uteslutas att det finns olja och framför allt gas i den
sydöstra delen av svenskt område i södra Östersjön. Primärt är det i den svenska delen av södra
Östersjön som gränsar till Polen, Ryssland, Litauen och Lettland som det kan finnas förutsättningar för fynd av exploaterbara förekomster av olja eller gas i strukturella fällor i den kambriska
sandstenen på 800–1 500 m djup (fig. 1). Generellt sett gäller dock mycket stränga miljökrav för
eventuell exploatering av kolväten i området på grund av Östersjöns redan hårt belastade och
känsliga ekosystem.
6 (46)
ENGLISH SUMMARY
The Swedish bedrock in general does not offer favourable conditions for exploitable occurrences of oil and gas. Results from investigations performed by the Geological Survey of Sweden and by Oil and gas prospecting AB (OPAB) show that the greatest potential is in the offshore area in the southern and south-eastern parts of the Swedish area in the Baltic Sea. The
sedimentary strata in the remaining part of the Baltic Sea, the Gulf of Bothnia, Skagerrak,
Katte­gat and Öresund do not have the required prerequisites such as the existence of suitable
source or reservoir rocks.
The results from 13 offshore drillings and comprehensive interpretation of seismic surveys
in the Baltic Sea show that there are probably no additional substantial and potential reservoir
traps in the bedrock of the area, than those that have already been found. There are, apart from
the largest Dalders structure, a limited number of structures with sizable volumes that might
make them interesting for exploration. Two structures are found across the border between
Sweden and Poland. These structures are named B27 and B23 in Poland, and one of them has
recently been drilled.
Most of the located potential reservoir traps are situated in connection to the Leba High
and the Liepaja-Saldus High. The bedrock outside these structures in the Swedish Baltic Sea is
relatively homogeneous without any major faulting and structural disturbances. This rather precludes the existence of larger oil and gas trapping structures there.
The interpreted structures east of Gotland are judged to be less interesting as traps. This is
based on the fact that the Cambrian reservoir is less good and the locations are relatively distant
from the main oil and gas generation area and oil fields in the south (Poland). The existence of
the structures is also questionable since the seismic data is poor and difficult to interpret. It is
also likely that any oil in this area is primarily found in the Ordovician mounds and not in the
Cambrian sandstone since the bedrock is not affected by any major faulting in the same way as
in the area of the Leba High and Liepaja-Saldus High.
The process of oil and gas formation in the Baltic Sea is relatively well known. The source
rocks are Lower Paleozoic, dark, organic rich shales in the southern part of the Baltic Sea, predominantly in Poland and Russia. Recent models indicate that highly mature shale in the southwest part of the source area has generated relatively more gas than oil. This increases the probability that the traps along the west flank of the Leba High are more gas prone in comparison
to the oil prone eastern structures in the Liepaja-Saldus High where the oil and gas is generated
from mature shale.
The main reservoir consists of the Middle Cambrian Faludden sandstone (part of the Fal­
udden Member) and the Deimena Sandstone. The Lower Cambrian sandstone reservoirs in the
När and Viklau intervals are estimated to be less good as they are not as porous and homogeneous as the Faludden sandstone. This main reservoir is around 50 m thick in the southern part of
the Swedish marine sector, but it thins considerably to the north and north-west. Therefore, the
Cambrian reservoir potential is predicted to be less good outside the primary prospect area in
the southern part of the Swedish sector in the Baltic Sea (Fig. 1). It is also clear that the largest
indicated traps in the Swedish part of the Baltic Sea are located in association to the Leba High
and the Liepaja-Saldus High.
A potential oil and gas field should, based on economic and technical assessments, have a
size in the same range as the producing fields in Poland and Russia. The Dalders structure is the
largest closed structure in the area. It has a comparable size to several oil fields in Norway, and is
estimated to be of substantial economic value if it contains oil.
OPAB has made a calculation of the potential volume and value of the recoverable oil in the
Swedish part of the Dalders structure. Their evaluation gives a volume of 11–19 million Sm3
7 (46)
oil with an estimated economic value of 41–68 billion SEK. Furthermore, they estimated that
the exploitation would require investments of 13–15 billion SEK and a work effort amounting
to approximately 14 200 man-years. In comparison, the exploitation of the B3 and D6 fields in
Poland and Russia has, so far, generated a value of the oil of 30 billion SEK. An exploitation of
a structure of Dalders size would at least require 20 injection and production wells drilled to
1 200–1 500 m depth. These are in a conceptual infrastructure grouped and connected in clusters
from well head installations, on the sea floor and production platforms. An oil storage and loading facility for tankers is also needed in the site infrastructure.
A rough calculation of possible recoverable oil in the identified potential traps, excluding the
Dalders structure, in the Swedish sector has been performed. This shows that they could contain
between 1 and 12 million Sm3 oil, which makes them interesting for future exploration. It must,
however, be pointed out that the calculations are based on relatively poorly mapped structures
and questionable closures, and that the calculations are based on oil and not gas. It is also merely
in the Swedish B-9 well that the presence of gas has been verified. Discoveries of exploitable oil
and gas in Poland give, however, strong evidence of the presence and trapping mechanisms of
hydrocarbons in the Cambrian reservoir in the area.
In addition to the Cambrian reservoir, oil is also found in Ordovician mounds. These
are predominantly found on Gotland and adjacent offshore areas to the east. Approximately
100 000 m3 oil has been produced between 1974 and 1992 from some 20 wells, primarily located
on northern Gotland. The small individual volume of the mounds, the limited yield and the
high number of dry wells disqualifies these as interesting for any marine exploitation. Coastal
localised mound structures, reachable from simple jack up rigs or from deviated land based drillings, may occur. However, poor or lack of geophysical data makes it impossible to map these
structures. To collect such data in the interface between land and sea is a costly and difficult
operation.
It should also be pointed out that an assessment of potential oil and gas exploitation in the
Baltic Sea could in the future be based on a combination with storage of CO2, i.e. storage in
combination with Enhanced Hydrocarbon Recovery (EHR). Vernon et al. (2014) has for instance calculated the storage capacity in the Dalders structure to be in the range of 128 million
tonnes CO2.
A final appraisal is that it cannot be excluded that there is a potential of exploitable oil and
gas in structural traps in the southeasternmost Swedish area of the Baltic Sea. Primarily it is the
area adjacent to Poland, Russia, Lithuania and Latvia where the bedrock has the potential to
contain oil and gas in traps in the Cambrian reservoir between 800 and 1 500 m depth (Fig. 1).
Generally, however, any exploration of oil and gas in the Baltic Sea must comply with strict environmental requirements and legislations.
8 (46)
INLEDNING
De geologiska förutsättningarna för olja och gas i den svenska berggrunden är mycket begränsade jämfört med andra länder. Små fynd av kolväten på land har gjorts i områden med sedimentär berggrund, företrädesvis på Gotland. De bästa geologiska förutsättningarna för före­komst av
olja och gas i Sverige finns i den paleozoiska berggrunden på marint område i södra Östersjön.
Mindre oljeproduktion har pågått på Gotland. Indikationer på gas och olja gjordes i några av de
marina djupborrningar som OPAB (Oljeprospekterings AB) utförde under slutet av 1970-talet.
Större exploaterbara förekomster har hittills företrädesvis hittats på polskt, ryskt och litauiskt
område. I den sydligaste delen av svenskt område finns ett antal strukturer i berggrunden som
har en likartad uppbyggnad som de på polskt område och som där innehåller gas och olja. En
av dessa är den s.k. Daldersstrukturen som av OPAB bedöms kunna vara den största oljefällan i
södra Östersjön.
Någon objektiv övergripande analys av de geologiska förutsättningarna för förekomst av gas
och olja i den svenska delen av Östersjön har tidigare inte gjorts. Den här rapporten syftar därför till att presentera en kort historik av kolväteprospektering i Sverige, allmänt beskriva de geologiska förutsättningarna för bildning av kolväten i Östersjöområdet och bedöma möjligheterna
för eventuella exploaterbara förekomster på svenskt område och deras värde. De bedömningar
och beräkningar som redovisas i rapporten har utförts av SGU om inget annat anges. I rapporten redovisas även kartor m.m. som till stor del baseras på OPABs äldre undersökningsdata som
SGU överfört till digitala media och förvaltar. Denna rapport kan därmed ses som den utförliga
sammanställning som anges av SGU i Bergman m.fl. (2012).
KORT HISTORIK OM KOLVÄTEPROSPEKTERING I SVERIGE
Fynd av olja i den svenska berggrunden uppmärksammades redan av Linné på 1700-talet i ordoviciska kalkstensrev i Dalarna. Trots flera prospekteringskampanjer i Sverige har det endast
i mindre skala påträffats utvinningsbar olja, och då på Gotland. Anledning är att det i Sverige
finns begräsade förutsättningarna för större olje- och gasförekomster i berggrunden eftersom
den endast till mindre del består av sådan sedimentär berggrund där det kan finnas moder- och
reser­voar­bergarter. Områden med sammanhängande sedimentär berggrund på land finns i
Skåne, Närke, Östergötland, Västergötland, Siljansringen och fjällkedjan samt på Öland och
Gotland. Större förekomster finns också i södra och centrala Östersjön, Hanöbukten, Östersjön
söder om Skåne, Västerhavet och i Bottniska viken (fig. 2).
Från 1930-talet fram till slutet av 1980-talet pågick kolväte- och saltprospektering i syd­
västra Skåne. De första djupa borrningarna (Höllviken-1, Höllviken-2, Trelleborg-1, Östratorp-1,
­Svedala-1 och Ljunghusen-1) gjordes på den skånska sydkusten mellan 1940 och 1950 av SGU.
Förutom dessa borrades Granvik-1 av Rederi Nordstjernan AB 1947. Borrhålen nådde som mest
till 2 281 meters djup men endast spår av gas observerades i dessa.
SGU fick 1967 i uppdrag att genomföra en mindre kampanj med borrningar och geofysiska
mätningar för att undersöka och bedöma förekomsten av kolväten i den svenska berggrunden.
Undersökningar genomfördes i Helsingborg–Ängelholmsområdet, centrala Skåne, sydvästra
Skåne, Ystadsområdet och på Gotland samt i Östersjön sydost om Gotland. Områdena med
sedi­mentär berggrund i Bottniska viken har bedömts som ointressanta för olje- och gasprospektering (Anderegg m.fl. 1968).
SGUs arbeten resulterade 1968 i en bedömning att de geologiska förutsättningarna för större
fyndigheter inte är speciellt gynnsamma i Sverige (Anderegg m.fl. 1968). I rapporteringen påtalas att störst potential finns i den paleozoiska berggrunden i södra Östersjön. Fynd av gas och
olja i den kambriska sandstenen och i ordoviciska rev (s.k. ”mounds” se avsnittet Ordoviciska
rev) i borrhål på Gotland (Grötlingbo-1 och När-1) var de starkaste indikationerna på förekomst
9 (46)
2
1
Områden med sedimentär berggrund
3
10
4
1
Fjällkedjan
2
Bottenviken
3
Gävlebukten och Bottenhavet
4
Siljansringen
5
Närke, Östergötland och Västergötland
6
Öland, Gotland, södra Östersjön
7
Kristianstadsområdet och Hanöbukten
8
Södra Kattegatt
9
Sydvästra Skåne med havsområden samt Vombsänkan
10
Dalarna, Dalasandsten
11
Vättern
5
5
5
11
6
8
7
9
250 km
10 (46)
Figur 2. Förekomst av sedimentär
berggrund i Sverige (efter Erlström
m.fl. 2011).
av både moder- och reservoarbergarter i den paleozoiska berggrunden i södra Östersjön. Även
mindre gasfynd i borrningar i Ängelholmsområdet och vid Ystad gav indikationer som kunde
vara intressanta att följa upp med fortsatta undersökningar i Skåne. I slutet av 1960-talet övertog
Oljeprospekterings AB (OPAB) rollen som prospektör av olja och gas i Sverige. Under 1970-talet
inledde de en omfattande prospekteringskampanj.
Fram till 1990 gjordes omfattande seismiska undersökningar i Skåne, på Gotland och i
Katte­gatt samt i södra Östersjön. Förutom geofysiska undersökningar utfördes ett stort antal
djupa borrhål i dessa områden. Det var dock endast på Gotland som exploaterbara fynd av
olja gjordes och då i de ordoviciska reven på djup mellan ca 200 och 500 m. De första fynden
gjordes 1974. Totalt borrade OPAB 241 prospekteringshål och produktionshål på Gotland. Produktion skedde i 18 borrhålskluster på norra och södra Gotland. Gotlandsolja AB övertog 1987
verksamheten och ytterligare 82 borrhål borrades på geofysiskt indikerade revstrukturer i den
ordoviciska kalkstenen. Produktion pågick fram till 1992. Totalt producerade de båda operatörerna ca 100 000 m3 olja.
Förutom undersökningar på land genomförde OPAB seismiska mätningar och borrningar
till havs i södra Östersjön. Totalt borrades 11 djupa borrhål i den paleozoiska berggrunden med
fokus på att undersöka den kambriska sandstenens potential som reservoar för olja och gas. I ett
av borrhålen, B-9, observerades i samband med borrning och tester gas i den porösa kambriska
Faluddensandstenen på ca 900 m djup. Uppgifter från tolkning av dessa data pekar på att 40–
60 % av porutrymmet var mättat med gas. Några ytterligare tester gjordes inte då man fokuserade på förekomster av olja och inte gas.
Under början av 2000-talet fortsatte OPAB sina marina efterforskningar i de yttre delarna av
svenskt territorium i södra Östersjön. Bland annat fokuserades de geofysiska undersökningarna
till en större antiklinal struktur, Daldersstrukturen, som även sträcker sig in i polskt, litauiskt och
lettiskt territorium. Daldersstrukturen ligger i ett område med liknande strukturer som på angränsande polskt område innehåller olja. OPABs tekniska utvärderingsarbete visade att sannolikheten för ett kommersiellt fynd var så stor att bolaget var villigt att finansiera och genomföra två
provborrningar på svensk sektor av Daldersstrukturen. Det hittills största oljefyndet i Östersjön
har gjorts i det s.k. B3-fältet i Polen. Här produceras sedan 2006 ca 200 000 m³ olja per år.
Under slutet av 1980-talet utförde SECAB (Swedish Exploration Consortium AB) undersökningar i Ystadsområdet, till havs söder om Trelleborg och i ett område i södra Kattegatt. Man
gjorde omfattande seismiska undersökningar i de två marina koncessionsområdena samt en
djupborrning på land vid Köpingsberg utanför Ystad. Inga kolväten påvisades i borrningen och
den marina prospekteringen avbröts under 1990-talet.
På Gotland fortsatte Gotlandsolja sin verksamhet till 1992. För närvarande innehar Gripen
Oil & Gas AB ett antal undersökningskoncessioner på Gotland (fig. 3). Man har nyligen borrat
ett 290 m djupt undersökningshål på centrala östra Gotland. Gripen Oil & Gas AB har under
2013 övertagit Gotland Exploration AB och deras undersökningstillstånd.
AB Igrene har tillstånd fram till 2015 för kolväteprospektering i Dalarna (Siljansringen). Bolaget har hittills borrat 11 borrhål till ett djup mellan 350 och 540 m. I samband med borrning
har gas och olja påträffats. Liknande fynd är sedan länge kända i området. Sannolikt är fynden
endast lokala och av begränsad storlek.
En sammanställning av gällande undersökningstillstånd för kolväten finns i Appendix 1.
GOTLAND OCH SÖDRA ÖSTERSJÖN
Förutsättningar för bildning av kolväten i Östersjöområdet
I södra och centrala Östersjön finns ett större sammanhängande område med sedimentär berggrund som geologiskt tillhör den s.k. Baltiska bassängen. Den sedimentära berggrundens mäk11 (46)
Beviljade undersökningstillstånd
Ansökta undersökningstillstånd
Fårösund
Lärbro
Slite
Visby
Roma
Östergarn
Klintehamn
Ljugarn
Hemse
Burgsvik
20 km
Figur 3. Aktuella beviljade och sökta
undersökningstillstånd på Gotland.
tighet tilltar successivt söderut i den Baltiska bassängen (fig. 4). På polskt område, nära kusten,
täcks urberget av ca 3 500 m med sedimentär berggrund. På svenskt område i centrala Östersjön
är motsvarande berggrund som mest ca 1200 m mäktig. Lagerföljden består här av kambrisk
sandsten, siltsten och skiffer samt ordoviciska och siluriska karbonatbergarter. Geo­f ysiska
mätdata (seismik) från området sydost om borrningen B-9 indikerar att den övre delen av berggrunden med största sannolikhet består av devonska bergarter (fig. 5). Dessa har en likartad
uppbyggnad som motsvarande berggrund i borrningar på litauiskt och polskt område.
På lituaiskt, ryskt och polskt område förekommer, förutom devonsk, permisk och karbonsk
berggrund, även mesozoisk (trias−jura−krita) berggrund som bidrar till den flera kilometer mäktiga sedimentära lagerserien som här överlagrar urberget.
I den kambrosiluriska berggrunden förekommer avsnitt med svarta skiffrar och siltstenar
med hög organisk halt. Först och främst är det ett avsnitt med kambrisk och ordovicisk svart
skiffer (alunskiffer och Dictyonemaskiffer) som anses vara den huvudsakliga moderbergarten
för kolväteförekomsterna i området (Buchardt m.fl. 1997). Mellankambriska och undre siluriska
mörka skiffrar och siltstenar anses också kunna bidra till bildningen av kolväten (Kotarba m.fl.
2010), även om dessa inte har lika hög organisk halt. Alunskiffern i den sydvästligaste delen
av Östersjön är som mest 20–30 m mäktig (fig. 6). Den har även i dessa områden egenskaper
(mognadsgrad) som gör att den har kunnat bilda olja och gas. Då alunskiffern norrut och öster­
ut avtar i mäktighet bidrar sannolikt andra mörka paleozoiska skiffrar, förutsatt att de uppnått
mognad, till den olja som påträffas i den östra delen av Östersjön. Eftersom alunskiffern bedöms
vara omogen för större delen av den svenska förekomsten, härstammar merparten av den olja
och gas som påträffas i bl.a. de ordoviciska reven på Gotland sannolikt från områden utanför
svenskt territorium. Eventuellt kan alunskiffern i området sydost och söder om B-9 någon gång
under den geologiska historien ha varit på sådant djup att den uppnått mognad och befunnit sig
inom det s.k. oljefönstret.
12 (46)
Land
Territorialgräns
Den sedimentära
berggrundens
mäktighet i meter
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
GOTLAND
3500
4000
ND
ESTLAND
BALTISKA
BASSÄNGEN
Lebahöjd
ryggen
ÖLA
SVERIGE
L
n
nka
asä
aj
iep
n
ge
yg
jdr
ö
sh
ldu
-Sa
a
j
pa
Lie
LETTLAND
LITAUEN
GdanskKurasänkan
RYSSLAND
POLEN
200 km
Figur 4. Den sedimentära berggrundens mäktighet i Östersjöområdet.
Olja och gas bildas ur en organisk substans kallad kerogen. Organiskt material som avsätts
tillsammans med de sediment som senare bildar bergarter bryts normalt ned av mikroorga­
nismer och oxidation. Under syrefattiga förhållanden, som råder t.ex. i finkorniga mörka sedi­
ment, bryts det organiska materialet inte ned fullständigt utan bildar ett organogent slam.
Under bergartsbildningen drivs flyktiga ämnen som vatten och koldioxid ut ur slammet och
kerogen bildas. Kerogen har ingen specifik sammansättning utan definieras som en olöslig, vaxliknande organisk substans. Dess sammansättning av komplexa kedjor av kol (C) och väte (H)
bestäms av det ursprungliga organiska materialets uppbyggnad. Kvoten mellan grundämnena
väte och kol (H/C) ligger till grund för vilka typer av kolväten som bildas. Kerogen delas in i tre
typer. Från Typ I bildas i princip bara flytande kol­väten (olja). Ur Typ III (huminkerogen) bildas
mest gas och kol. Typ II kan ses som ett mellanting som ger både olja och gas. Alunskifferns kerogen klassas som typ II vilket innebär att både olja och gas kan bildas om den utsätts för gynnsamma tryck och temperaturer.
När en kerogenrik bergart (t.ex. alunskiffer) befinner sig på stort djup i berggrunden, där
tryck och temperatur är tillräckliga, startar en process som kallas katagenes. Den innebär att
långa kol­vätekedjor i kerogenet bryts ner och olja och gas bildas. Detta sker inom ett temperaturintervall mellan 60 och 200 °C (fig. 7). Olja och gas förflyttar sig sedan uppåt i lagerföljden.
13 (46)
Land
Marin gräns
A
OPAB borrning
Trias–krita; dolomit, sandsten, kalksten, märgelsten
Perm; konglomerat,
sandsten, dolomit
Devon; sandsten,
dolomit, silsten, lera
Silur; märgelsten,
kalksten, skiffer
Ordovicium; kalksten,
märgelsten, skiffer
Kambrium; sandsten,
siltsten, skiffer
ESTLAND
Prekambriskt urberg
SVERIGE
C
LETTLAND
LITAUEN
B
D
RYSSLAND
POLEN
200 km
A
Sverige
Liepaja-Saldushöjdryggen
Gotland
B
Litauen
m
–1000
–3000
–5000
0
C
200
Sverige
(kilometer)
400
Öland
600
Kaliningrad
D
m
–1000
–3000
–5000
0
200
(kilometer)
400
Figur 5. Översiktlig karta med tvärsnitten A–B och C–D som visar berggrundens uppbyggnad i Östersjö­
området.
14 (46)
Förkastning
Strukturella fällor i kambriska
sandstenslager som ev. kan
innehålla kolväten
B-10
B3
Gasfält
BO13
BO21
20 m
B11
m
10
B-5
B-3/3A
B-6
B-10
B-7
25 m
30 m
B4
n
änka
ajas
Liep
saldu
aja-S en
p
e
i
L
rygg
höjd
B-9
Dalders
Lebahöjdrygg
en
Öl a
nd
5m
Yoldia
Oljefält i produktion
BO12
BO20
m
Alunskifferformationens
mäktighet i meter
Område med tidig oljebildning.
Mogna moderbergarter,
Ro=0,5–1,4
Huvudområde för bildning
av olja och gas. Mogna till
övermogna moderbergarter,
Ro=1,4–2,7
Figur 6. Översiktlig strukturgeologisk karta över den paleozoiska
berggrunden, verifierade större
olje- och gasförekomster, moder­
bergarternas mogenhet samt
alunskifferns mäktighet.
B3
B8
B6
Djup
Beteckning för oljeoch gasfält i Polen
Gotland
0m
20
Borrhål (OPAB)
Temperatur, °C
0
Vitrinitreflektans
25
Metan, koldioxid, svavelväte
Bildning av
biogen gas
50
ca 2 km
60°
Ro=0,5
Tjock råolja, rik på komplexa
kolväteföreningar, t.ex. asfaltener
100
150
Oljebildning
(”oil window”)
ca 150°
ca 4–6 km
160°
200
Tunn råolja, hög andel raka mättade
kolväten (parafiner), t.ex. bensin
Katagenes
ca 120°
Naturgaskondensat (etan, propan,
butan, råbensin) ”wet gas”
Ro=2,0
Naturgas (metan, etan, propan,
butan) ”dry gas”
Bildning av
naturgas
(”gas window”)
225°
250
Grafit
Figur 7. Schematisk illustration som visar relativa förhållanden för bildning av olja och gas i berggrunden
­avseende djup, temperatur och mognadsgrad (Ro).
15 (46)
Under gynnsamma förhållanden kan de fångas in i reservoarbergarter, s.k. olje- eller gasfällor.
Ofta består dessa av domer, veck eller förkastningsavgränsade strukturer i berggrunden.
När en kerogenrik bergart (moderbergart) begravs till flera kilometers djup påverkas den
av höga tryck och temperaturer. Då inleds en omvandling av kerogenet till olja och gas som
benämns katagenes. För att detta ska ske måste moderbergarterna befinna sig på mer än 2 km
djup, motsvarande en temperatur på ca 60 °C (fig. 7). Man talar då om att moderbergarterna
mognar. Inledningsvis bildas framför allt oljor. Vid ca 120 °C kulminerar bildningen av olika
typer av oljor i moderbergarten, det s.k. oljefönstret. Vid högre temperatur och tilltagande mognad dominerar bildningen av gas som kulminerar vid ca 150 °C, det s.k. gasfönstret då endast
gas bildas. Vid högre temperatur benämns bergarterna som övermogna.
Omfattande undersökningar och analyser av berggrunden samt modellering av den tektoniska utvecklingshistorien i området visar att bildningen av olja och gas inleddes i samband
med en kraftig nedsänkning av den Baltiska bassängen under yngre silur (Poprawa m.fl. 1999,
2010). Figur 8 visar en generell utvecklingsmodell för området. Modellen visar hur djupt den
sedimentära berggrunden och de olika moderbergarterna befunnit sig under årmiljonerna från
prekambrium till nutid. Som framgår av modellen skedde en dramatisk nedsänkning under
silur−­devon som kan kopplas till tektoniska processer i jordskopan och kraftig pålagring av
sediment i anslutning till den kaledoniska orogenesen. Det är under denna tid som moderbergarterna, framför allt i den södra delen av Östersjön, når sådana djup att olja och gas kan bildas.
Geologisk tidsålder
Prekambrium
0
Kambrium
Ordovicium
Silur
Devon
Karbon
Perm
Trias
Jura
Krita
Djup, km
Neogen
Centrala delen av den
Batiska Bassängen,
Svenskt område
1
A
Paleogen
ca 60°
Karbonsk berggrund
2
Devonsk berggrund
Silurisk märgelsten och kalksten
Mörka skiffar av kambrisk
och silurisk ålder (moderbergarter)
Ordovicisk kalksten (reservoar
på Gotland)
Kambrisk och ordovicisk
alunskiffer(moderbergart)
Kambriska sandstenslager
(reservoarer)
3
4
Prekambriskt urberg
5
600
500
”oil window”
Södra delen av
den Baltiska Bassängen,
Polskt område
C
E
”gas window”
D
B
400
ca 150°
Miljoner år
300
200
100
A. Generell pålagring av sediment före den kaledoniska orogenesen.
B. Kraftig nedsänkning av sydvästkanten av den Baltiska plattan mot den kaledoniska
deformationsfronten och pålagring av mäktiga sediment. Moderbergarter bildar olja
och gas i framför allt södra Östersjön.
C. Upphöjning på grund av magmatisk aktivitet, vulkanism. Bildning av olje- och
gasfällor.
D. Upprepade perioder av mindre rifting och bildning av förkastningsavgränsade
bergblock. Nya fällor bildas.
Schematisk illustration av migrationsväg
och infånging av olja och gas i strukturella
fällor
E. Kompression i berggrunden resulterar i lokal upphöjning och reaktivering av äldre
förkastningar. Viss omfördelning av olja i nyskapade eller omstrukturerade fällor.
Figur 8. Konceptuell modell som beskriver den Baltiska bassängens utvecklingshistoria på svenskt respektive polskt område. Modellen baseras på information från bl.a. Brangulis m.fl. (1993), Kosakowski m.fl. (2010),
Poprawa m.fl. (2010) och Wróbel m.fl. (2010).
16 (46)
0
I de mer centrala och östra delarna av bassängen har berggrunden inte blivit begravd lika djupt
och de kolväten som bildats består mest av olja. I den allra sydligaste och sydvästligaste delen av
området, söder och sydväst om Bornholm och polsk-tyska Östersjökusten, var pålagringen av
sediment som störst, vilket medfört att moderbergarterna är övermogna eftersom då de utsatts
för alltför höga temperaturer.
Under äldre devon skedde en mindre höjning av området, Liepaja-Saldushöjdryggen bildades, och en del av den tidigare bildade sedimentära berggrunden eroderades. Under mellersta
devon till yngre karbon sjönk området kraftigt, speciellt i den södra delen av Östersjön, till följd
av regionala stortektoniska händelser efterföljande den kaledoniska orogenesen. Det är i detta
skede som merparten av oljan och gasen bildades i området, bl.a. i Gdansk-Kurasänkan (jfr.
t.ex. Wróbel m.fl. 2010, Kotarba m.fl. 2010).
Under yngre karbon och perm påverkades berggrunden av tension (rifting) med vulkanism,
vilket resulterade i att större förkastningsavgränsande berggrundsblock bildades. Lokalt höjdes
berggrunden 1 300–2 300 m (Wróbel m.fl. 2010). Lebahöjdryggen (fig. 6) bildades och i anslutning
till höjdryggar och förkastningar skapades strukturella fällor där olja och gas kunde ansamlas.
Östersjöområdet utsattes för fortsatt tension i jordskopan under perm−jura till följd av att
superkontinenten Pangea delade sig, och den nordtyska bassängen, det polska tråget och den
norsk-danska bassängen bildades i närområdet. Förkastningar reaktiverades och sannolikt remobiliserades en del av den olja och gas som tidigare ansamlats i fällor till nyskapade sådana
(Wróbel m.fl. 2010). Under mesozoikum var de tektoniska rörelserna som störst i den allra
sydvästligaste delen av området i anslutning till Tornquistzonen, en regional stortektonisk zon
som avgränsar den Baltiska bassängen i sydväst (Erlström m.fl. 1997). Österut i Östersjön var
påverkan från dessa rörelser avsevärt mindre och ugjordes främst av mindre rörelser längs redan
etablerade förkastningssystem. Under yngre krita−neogen skedde en omfattande kompression
i jordskorpan till följd av den alpina orogenesen vilket framför allt påverkade de allra sydvästligaste delarna i anslutning till Tornquistzonen. I den Baltiska bassängen reaktiverades tidigare
förkastningar vilket sannolikt medförde att nya strukturella fällor bildades och att en del av
­redan ackumulerad olja omfördelades i berggrunden.
Oljans ursprung och kvalitet
De kolväten som ingår i råoljan har en likartad sammansättning i hela Baltiska bassängen. Förhållandet mellan de komplexa kolvätena pristan och phytan indikerar oljans ursprung och bildningsprocess och är lägre på Gotland än i Litauen–Kaliningradområdet. Detta indikerar att det
finns en viss skillnad i oljans ursprung och bildningsätt i dessa områden.
Oljans sammansättning pekar på ett ursprung som kan spåras till en marin skiffer avsatt
under reducerande förhållanden (Sivhed m.fl. 2004). Sådana bergarter är främst den kambriska och ordoviciska alunskiffern. Andra möjlig moderbergarter är den underordoviciska
Dictyonema­skiffern och den siluriska Rastritesskiffern.
En undersökning av Zdanaviciute m.fl. (2010) anger att oljan i de kambriska sandstensreservoarerna i den centrala delen av Östersjön har en densitet mellan 0,705 och 0,857 kg/dm3. Den
karaktäriseras också av låg till medelhög halt av asfalt (0–4,7 %) och låga till mycket låga svavel­
halter (0,04–0,44 %). Råoljeinnehållet är högt, 12–45 %. Oljan innehåller 57–77 % mättade
kolväten. Alla undersökta prover i studien av Zdanaviciute m.fl. (2010) uppvisar låga halter av
aromatiska kolväten (16–25 %) och förhållandet mellan mättade och aromatiska varierar mellan 2,0 och 4,7. Więcław m.fl. (2010) anger även att oljan i den ordoviciska lagerföljden i norra
delen av den Baltiska bassängen har samma ursprung och har mycket likartad sammansättning.
Resultat från en undersökning av oljan från ordoviciska rev under Gotland (Sivhed m.fl. 2004)
överensstämmer med uppgifterna i Więcław m.fl. (2010).
17 (46)
Observerade förekomster av olja och gas, Gotland och svensk del av södra Östersjön
Den kambriska sandstenen
I den kambriska lagerföljden i södra Östersjön finns ett antal porösa sandstenslager som utgör
de viktigaste reservoarerna för olja och gas i området. På svenskt område benämns dessa sandstensenheter för Viklau-, När- och Faluddensandsten (fig. 9). Den senare motsvaras av den s.k.
Deimenasandstenen på baltiskt område. Denna sandstensenhet är uppemot 50 m mäktig i den
svenska delen av Östersjön. Den har en porositet på 12–18 % och bedöms vara den bästa reservoaren av de kambriska sandstensenheterna. Söder och sydväst om Gotland påträffas sandstenen
på 600–1 000 m djup. På svenskt område har borrningarna bekräftat gasförekomst i sandstenen,
men inga oljefynd har gjorts här.
Faluddensandstenen, som är den övre av de tre sandstensenheterna, överlagras delvis inom
området av alunskiffer och en ca 100 m mäktigt sekvens med mer eller mindre lerig ordovicisk
kalksten. Sandstenslagren stupar åt söder och sydsydost (fig. 10–12) vilket medför att kolväten
bildade i djupare delar av berggrunden söder om svenskt territorium förflyttat sig uppåt mot
svenskt område och fastnar på vägen i strukturella fällor antingen i den kambriska sandstenen
eller i de ordoviciska reven. Ett stort antal strukturella fällor har identifierats. Dessa består antingen av veck, förkastningsavgränsade fällor eller domliknande strukturer. Storleken på fällorna
varierar kraftigt och den volym kolväten som kan förekomma påverkas av porositet, strukturens
höjd (amplitud) och utbredning samt tjockleken på reservoaren. Merparten av de strukturer som
finns på svenskt vatten har en liten höjd (amplitud) vilket kraftigt begränsar den mängd olja
­eller gas som kan finnas i dessa. De största strukturerna finns i de mest distala delarna av svenskt
område och i Lettland, Polen och Litauen (fig. 13–14, tabell 1). Här finns också den största potentialen för ekonomiskt intressanta fyndigheter.
Ordoviciska rev (”mounds”)
Förutom den kambriska sandstenen förekommer olja i den ca100 m mäktiga ordoviciska lagerföljden. Denna domineras av lagrad kalksten men lokalt förekommer revliknande strukturer,
Borgholmformationen
Mellersta kambrium
Litostratigrafi
Äleklintaledet
Öland
Faluddensandsten
(Faluddenledet)
Bårstadledet
Mossbergaledet
File Haidarformationen
Södra Gotland
B-9
Litauen–Polen
48 m
Deimenaformationen
18–70 m
10 m
44 m
Grötlingboledet
Undre kambrium
Norra Gotland
40 m
55 m
5m
15 m
20 m
5m
100 m
Närsandsten
7–32 m
30 m
25 m
52 m
Närskiffer
13–30 m
10 m
25 m
36 m
Tebraformationen
Ventavaformationen
Viklausandsten
(Viklauledet)
5–57 m
50 m
50 m
9+ m
Sandsten
Lersten, slamsten och siltsten
Figur 9. Litostratigrafisk indelning och mäktigheter för olika kambriska bergrundsavsnitt i södra Östersjön.
18 (46)
Förkastning
Strukturella fällor i kambriska
sandstenslager som ev. kan
innehålla kolväten
B-10
Borrhål (OPAB)
B3
Gotland
0m
m
m
Alunskifferformationens
mäktighet i meter
20 m
B-5
B-3/3A
B-6
B-10
B-7
25 m
30 m
B4
Yoldia
Gasfält
BO13
BO21
B11
n
änka
ajas
Liep
Dalders
B3
B8
B6
Mäktighet på mellankambrium och
alunskiffern
20 m
saldu
aja-S en
p
e
i
L
rygg
höjd
B-9
Lebahöjdrygg
en
Öla
nd
5m
20
Oljefält i produktion
BO12
BO20
10
Beteckning för oljeoch gasfält i Polen
125 m
250 m
Figur 10. Översiktlig karta som
visar mäktigheten på mellankambrium (reservoar) inklusive alunskiffern (moderbergart).
Alunskifferns enskilda bidrag till
mäktigheten visas med röda isolinjer.
Förkastning
Strukturella fällor i kambriska
sandstenslager som ev. kan
innehålla kolväten
B-10
B3
Borrhål (OPAB)
Beteckning för oljeoch gasfält i Polen
Gotland
Oljefält i produktion
BO12
BO20
Gasfält
BO13
BO21
Mäktighet på undre kambrium
B11
Öla
nd
0
B-5
B-3/3A
B-6
B-10
Yoldia
B4
Dalders
B3
B6
200
300 m
n
änka
ajas
Liep
B-9
Lebahöjdrygg
en
B-7
100
B8
saldu
aja-S
Liep ryggen
höjd
Figur 11. Översiktlig karta som visar
mäktigheten på undre kambrium,
inkluderande bl.a. Viklau- och Närsandsten, inom svenskt område.
19 (46)
200
150
Borrhål
200
250
250
Marin gräns
50
0
30
Förkastning
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
300
Djup i meter under havsytan
GOTSKA SANDÖN
10 0
Djup i meter
100
0
25
Kambriums överyta
Djupkarta, ekividistans 50 m (RT90 2.5 Gon V)
0
15
0
30
400
400
400
0
55
0
25
550
0
60
700
0
15
0
45
700
950
15
50
50
12
50 0
0
13 0
135 400
1
00
15
B−9
00
16
00
11
1150
1200
10
00
950
00
11
110
0
0
80
70 650
0
700
0
75 00
8
800 750
550
300
600
0
60650
0
0
70
80
750
0
0
8
0
0
85 90 950
85
0
0
65
400
0
0
50 550
0
55
50
55 0
0
20
0
YOLDIA
450
0
105
1050
1650
450
0
40 450
0
35
10
00
8
0
85
0
95
1700
0
175
0
30
00
5
0
30
450
00
0
100
900
50
11
1550
0
25
350
0
30
50
B−11
50
10 0
0
11
0
15 0
350
50
0
15
0
10
0
75
0
20
0
12
B−3A
B−6 900
B−7
0
90 0
95
0
10
0
75
800
00
10
0
75
100
100
0
85
85
105
0
10
700
800 750
550
SEGERSTAD
KVINNSGRÖTA
800 700
200
150
B−10
B0−13
B0−21 0
B−5
0
75
70
0
65
0
550
GRÖTLINGBO−2
B−3
750
80
0
35
14
1 00
150
0
500
0
200
1 00
BÖDA HAMN
550
B0−12
0
50
0
45
50
16
30 km
0
65
Figur 12. Isokarta som visar djup i meter till den kambriska lagerföljdens överyta, dvs. toppen av Faluddensandsten och i de södra delarna alunskiffern. Alunskiffer saknas i de norra delarna av området (jfr fig. 10).
s.k. ”mounds”. De benämns fortsättningsvis i denna rapport rev. I reven förekommer sprickor
och hålrum där olja kan ansamlas (fig. 13). Reven kan jämställas med slamhögar, dvs. ansamlingar av slam på havsbottnen, och de förs stratigrafiskt till den s.k. Klasenkalkstenen (Sivhed
20 (46)
00
17
Seismisk profil: MS-79-267A
SV
NO
TWT (ms)
100
200
300
Risungs-2
Risungs-1
Risungs-3
200
500
kambrium–ordovicium
Djup i meter under havsytans nivå
Silur
Urberg
Revkalksten (”mound”)
150 m
2 cm
Figur 13. Till vänster visas den strukturella uppbyggnaden av Risungsstrukturen på norra Gotland. Det är en av
de bättre oljeproducerande revstrukturerna i den ordoviciska lagerföljden. Fotografiet visar oljefyllda hålrum i
en borrkärna av kalksten från Risungs.
m.fl 2004). Förekomsterna är främst kända på Gotlands fastland men är även indikerade till
havs, främst öster om Gotland.
De oljeförande strukturerna (reven) framträder relativt tydligt i seismogram från seismiska
mätningar. Strukturerna är oftast ovala till cirkelformade och har en amplitud på några tiotal
meter. Diametern kan variera mellan 200 och 800 m (se exempel i fig. 13).
Oljan förekommer i de porösa delarna av kalkstenen, mestadels i hålrum och öppna sprickor.
De oljeförande strukturerna avgränsas av täta bergarter, märgel eller märgelsten, vilket medför
att oljan inte kan migrera vidare i berggrunden.
På marint område indikerar geofysiska mätningar (seismik) att det förekommer liknande
strukturer i den ordoviciska berggrunden öster och sydost om Gotland (fig. 14). Data visar ett
område med revstrukturer som sträcker sig från området utanför Hoburgen och vidare i nordostlig riktning. En viss ökning av antalet strukturer är indikerade i samma rikting. Det bör
poängteras att underlagsdata inte har tillräckligt hög kvalitet för en mer exakt identifiering av
förekomsterna, speciellt inte i det kustnära området och på enskilt vatten runt Gotland. Strukturerna i havet har samma storlek och uppbyggnad som på land, dvs. de utgör mycket små
potentiella reservoarer, och de bedöms alltför små för att vara lönsamma att exploatera till havs.
Med tanke på att en stor del av de strukturer som borrats på Gotland inte innehållit olja är utfallet dessutom för dåligt för en havsbaserad exploatering.
21 (46)
Indikerade förekomster av ordoviciska
rev (”mounds”)
GOTSKA SANDÖN
Indikerad förekomst av
ordoviciska rev
Marin gräns
Borrhål
30 km
B0−12
BÖDA HAMN
GRÖTLINGBO−2 B0−13
B0−21
B−11
B−5
B−3
B−3A
B−6
B−10
SEGERSTAD
KVINNSGRÖTA
B−7
B−9
YOLDIA
Figur 14. Indikerade förekomster av ordoviciska rev från seismiska mätningar till havs.
22 (46)
23 (46)
B-11
Mound
Mound
Mound
Mound
Faludden När
Inget mound, Faludden
Bra reservoar
Faludden, När
Inget rev
Inget mound
Inget mound
Inget mound
Resultat
Gas
Olja
828–9143
640,
690–7002
750–7702
4152
-
-
142–4881
142–4881
-
-
113–7131
113–7131
488–5302
492–5151
-
-
-
-
700–7302
-
-
714–7981
403, 4132
955–9943
432–4392
949–9553
50–7401
657–6601
Gas
994–9983
50–7401
817–8232
Olja
-
590–6202
-
714–7981
Olja
Ordovicium,
kalksten, lersten
780–7852
180–4951
736–7412
Gas
Ordovicium,
mound
850–8572
685–6902
644–6582 644–6582
767–7712
Gas
Silur,
skiffer
Bedömning: 1 = Spår <500 ppm C1, 2 = Tydlig förekomst >500 ppm C1, 3= ev. kommersiell fyndighet >10 000 ppm C1.
Yoldia-1 Faludden När, i sluten struktur
Mound
Faludden När, i sluten struktur
B-10
BO-21
Faludden, mound, i sluten struktur
B-9
Mound
Faludden, sluten struktur
B-7
BO-20
Faludden När
B-6
Mound
Siluriskt rev*
B-5
Mound
Mound
B-3A
BO-12
Mound
B-3
BO-13
Mål
Mound
Borrhål
Alun­skiffer
Observationer av olja eller gas
7852
-
-
715–7172
798–8301
439–4622
511–5182
949–10223
750–9671
Gas
Kambrium,
sandsten
Tabell 1. Sammanställning av uppgifter i borrprotokoll om indikationer eller förekomst av olja och gas till havs, Södra Östersjön. Djup mätt från KB (Kelly Bushing).
Faludden = mellankambrisk Faluddensandsten, När = under­kambrisk Närsandsten, Mound = ordoviciska revliknande bildningar.
-
-
798–8301
Olja
Siluriska rev och sandsten
Mindre mängder kolväten har påträffats i hålrum i siluriska bergarter. På Fårö uppger t.ex. Hedström (1911) förekomst av bergbeck i silurisk kalksten.
I borrningen vid Malmhagen, ca 10 km öster om Visby, har olja påträffats i sprickor vid kontakten mellan silurisk kalksten och lersten. I bl.a. borrningen Faludden-1 på södra Gotland registrerades olja och gas i siluriska karbonatcementerade siltstenar. I en annan borrning, Klasen-1,
registrerades gas i ett siluriskt konglomerat. Borrningarnas mål var djupare liggande lager och
inga egentliga undersökningar utfördes på de siluriska lagren. I figur 15 redovisas förekomster av
olja och gas i OPABs borrhål på Gotland.
Produktionsdata – Gotland
All olja på Gotland har producerats från ordoviciska rev, förutom i borrningen Sikhagen-1.
I denna borrning har en mindre mängd olja (7 m3) producerats ur bentonitkalkstenen. På Gotland stupar berggrunden svagt åt söder. Detta medför att de ordoviciska lagren förekommer på
större djup i söder än i norr. På norra Gotland påträffas de ordoviciska reven på dryga 200 m
djup och på södra Gotland på uppemot 450 m djup.
På norra Gotland har reven en genomsnittlig storlek av ca 0,4 km2. På södra Gotland har reven en areal som uppskattningsvis varierar mellan 0,03 och 0,06 km2. Revens mäktighet varierar. De kan vara upp till dryga 50 m mäktiga i de centrala delarna av revet men tunnar ut mot
kanterna. Den oljeproducerande delen utgör oftast en mindre del av revet. Som tidigare nämnts
förekommer oljan i hålrum som har dålig kontakt med varandra. Av denna anledning har saltsyra oftast injekteras i hålen för att vidga sprickorna. På så sätt har det blivit möjligt att utvinna
större mängder olja ur bergarten än som annars skulle ha varit fallet. I stort sett alla oljeproducerande rev har stimulerats med saltsyra.
I OPABs regi bedrevs oljeproduktion åren 1974–1986 och var fördelad på 12 områden på
norra Gotland och 6 områden på södra Gotland. Oljan utvanns ur ordoviciska, porösa, oregel­
Kambrium
Ordovicium
Silur
Produktion av olja
Spår av olja
Spår av olja eller gas
Figur 15. Översiktig sammanställning av förekomster av olja och gas i borrhål på Gotland.
24 (46)
bundet förekommande revbildningar. På södra Gotland utvanns totalt 9 259 m3 olja och på
norra Gotland 69 022 m3 olja under OPAB-åren. Den största producenten på norra Gotland var
Fardume (28 473 m3) följt av Risungs (26 046 m3) och på södra Grunnet (fig. 16). Produktionssiffror saknas för borrningarna på mellersta Gotland.
Under perioden 1988–1992 utvann Gotlandsolja AB m.fl. uppskattningsvis 30 000–
40 000 m3 olja. Den exakta mängden producerad olja är inte dokumenterad. Oljan hade ofta en
hög kvalitet (bl.a. låg svavelhalt), vilket gjorde det möjligt att använda den direkt för eldning i
Visby värmeverk.
Observationer av olja och gas i södra Östersjön
Under åren 1973–1986 utförde OPAB 13 borrningar i södra Östersjön. Målet med borr­
verksamheten var att undersöka eventuella kolväteförekomster i olika strukturer och bergarter
i området.
I de flesta fallen var målet att undersöka ordoviciska revstrukturer. Andra mål var kambriska
sandstenar som Faluddensandstenen och Närsandstenen i slutna strukturer (oljefällor), se tabell
1. En provborrning utfördes även på ett förmodat siluriskt rev (som inte fanns). Några större
mängder gas och olja påträffades inte i de utförda borrningarna, bortsett från i borrning B-9.
I denna borrning påträffades stora mängder kolväten, främst gas. Förekomsten bedömdes som
eventuellt kommersiell. Fokus på prospekteringen under 1970-talet var dock olja, vilket medförde att gasfynden i B-9 inte utvärderades ytterligare.
BEDÖMNING AV EXPLOATERINGS- OCH UNDERSÖKNINGSINTRESSET FÖR OMRÅDET
Möjliga olje- och gasfällor i den kambriska sandstenen
Den paleozoiska berggrunden inom svenskt område är förhållandevis opåverkad av förkastningar, veck och dombildningar som har skapat större fällor för olja och gas. Omkring 20 större
strukturer i den kambriska sandstenen har identifierats på svenskt område (fig. 17 & 19). De
Risungs
Norra
Fardume
Malmhagen
Liste-1
Båticke-1
Mellersta
GOTLAND
Klasen
Grunnet
Södra
Faludden
Figur 16. Huvudsakliga produktionsområden för olja ur de ordoviciska
reven. I Malmhagen-1 har olja utvunnits ur siluriska bergarter.
25 (46)
200
150
0
25
Kambriums överyta med större
slutna strukturer
Djupkarta, ekividistans 50 m (RT90 2.5 Gon V)
GOTSKA SANDÖN
250
250
300
200
0
30
10 0
50
Djup i meter
100
Förkastning
Marin gräns
Större sluten struktur,
S48 idnr. ref. till tabell 2.
Borrhål
0
15
0
30
S23
S19
400
S20
S22
70
0
65
0
150
0
500
0
35
550
S28
GRÖTLINGBO−2
S32
550
0
25
0
55
S27
0
60
S39 700
0
15
750
S37
S35
80
0
1 00
B0−12
S30
200
1 00
BÖDA HAMN
400
0
50
0
45
S25
400
S21 550
B0−13
B0−21 0
85
0
90 0
95
0
0
10
B−11
50
10 0
0
11
0
45
700
0
75
800
0
50 550
600
0
65
950
110
0
80
0
70 650
0
50
14
DALDERS
1150
0
105
00
11
1200
00
950
00
16
S50
10
800 750
550
0
75 00
8
700
YOLDIA
0
60650
0
0
70
80
750
0
0
8
0
0
85 90 950
85
0
0
65
700
800 750
550
400
0
300
450
0
40 450
0
55
50
55 0
0
20
0
350
450
S55
B−9
1650
0
30
0
35
0
85
15
50
00
15
1700
0
175
0
25
0
30
0
12
50 0
0
13 0
135 400
1
S48
10
00
900
0
11
1550
15 0
0
10
0
0
100
B−7
85
450
50
0
85
1050
S490
0
100
350
50
0
15
0
0
95
S43
S44
75
0
30
B−3A
B−6 900
00
10
0
75
0
20
0
75
105
0
10
100
800 700
200
150
SEGERSTAD
KVINNSGRÖTA
00
12
B−5
B−3
B−10
50
11
50
16
30 km
00
17
Figur 17. Kambriums överyta med större strukturer. Storleken på dessa är angivna i tabell 1. Källa: Sopher m.fl.
2014.
26 (46)
1710
ND
TLA
Daldersstrukturen
Djup till kambriums överyta,
reservoarens överyta
LET
SV E
RIG
E
1690
1350 m
1400 m
6220
1450 m
1500 m
6200
LITAUEN
P O LE N
RYSSLAND
10 km
Figur 18. Detalj av Daldersstrukturen. Källa: OPAB och
Sopher m.fl. 2014.
största strukturerna är lokaliserade kring Liepaja-Saldushöjdryggen och Lebahöjdryggen som
endast marginellt sträcker sig in på svenskt område (fig. 6). Det är kring dessa höjdryggar och
förekommande strukturella fällor som prospekteringsintresset idag koncentreras.
För svensk del ingår Daldersstrukturen (fig. 18) som en del av Liepaja-Saldushöjdryggen.
Denna utgör en av de större, ännu ej borrade strukturerna i området. Väster om Dalders förekommer ett antal strukturer som i förhållande till Dalders är mycket mindre men som bedöms
vara intressanta, framför allt avseende innehåll av gas. Dessa strukturer ingår i den s.k. Lebahöjdryggen som sträcker sig från Polen och norrut in över svenskt område.
Strukturerna i den södra delen av svenskt område är mest intressanta eftersom Faluddensandstenen här har en mäktighet på uppemot 50 m, medan den mot norr tunnar ut och sannolikt endast är några meter tjock i strukturer öster och nordost om Gotland.
För att få ett bättre underlag för bedömningen av oljepotentialen i dessa fällor har SGU i
samarbete med Institutionen för geovetenskap vid Uppsala universitet genomfört följande:
• processering av de petroleumseismiska mätningar över området som SGU förfogar över
(OPAB-data) med moderna metoder,
• tolkning av processerade mätdata,
• framtagning av en terrängmodell över den kambriska lagerseriens överyta baserad på det tolkade materialet,
• framtagning av en karta som redovisar såväl slutna strukturer i kambrium som rev i ordovicium och
• en beräkning och redovisning av förmodade större strukturer och den volym olja som de möjligtvis kan innehålla.
Resultaten visar att det finns totalt femtioåtta strukturer, som uppfyller kriteriet att det vertikala
avståndet mellan strukturens krön och den lägsta slutna nivån är större än 7,5 m. De volymer
27 (46)
som redovisas avser den totala volymen berggrund inom den slutna strukturen. Mot norr och
väster tunnar Faluddensandstenen ut och utgör därför en allt mindre andel av den redovisade
volymen. Bearbetning och tolkning av den seismiska informationen störs av ytnära ljudhastighetsförändringar, då djupet till de bergartsled som är av intresse minskar. Av dessa anledningar
bedöms ett antal av de redovisade strukturerna som är belägna i de norra och västra delarna av
området sakna intresse i detta sammanhang. Eftersom det kan vara felaktigheter i tolkning av
den seismiska informationen gäller detta även för ett antal små (mindre än 30 miljoner kubikmeter stora) strukturer. Dessa har därför inte tagits med i beräkningarna.
Av resterande nitton strukturer (fig. 19, tabell 2) bygger redovisningen av tretton strukturer,
belägna öster om mellersta och södra Gotland, på ett äldre seismiskt underlag. Dessa data är påverkade av ljudhastighetsförändringar i överliggande bergartsled vilket leder till stora osäkerheter
i tolkningen. Faluddensandstenens mäktighet i detta område är mindre än 10 m och torde utgöra
en begränsad andel av redovisade volymer. Strukturerna bedöms ha en låg petroleumpotential.
I området söder och sydöst om Gotland redovisas sex slutna strukturer. Faluddensandstenen
har här en mäktighet av ca 50 m. Den bergvolym som innesluts i de sex sydliga strukturerna
torde därmed i huvudsak bestå av reservoarbergart. Strukturerna är kopplade till en miljö liknande den som råder vid de polska offshorefält som är belägna längre åt söder. De swx sydliga
strukturerna bedöms ha olje- eller gaspotential eller båda dessa.
Den OPAB-seismik SGU förfogar över når inte ut i det syöstliga ”hörnet” av svenskt område.
Uppdraget till Uppsala universitet har därför inte kunnat generera information om Daldersstrukturen. Den här presenterade informationen om strukturen har i stället tolkats av OPAB.
Information från Polen (Lotos Petrobaltic S.A.) indikerar att ytterligare två mindre, slutna
strukturer förekommer i anslutning till Daldersstrukturen, eventuellt som fortsättning på de
polska strukturerna B23 och B27.
Bedömning av eventuella olje- och gasfällors storlek
Bedömning av sannolikheten för fynd av olja eller gas inom ett område förutsätter kännedom om:
• förekomst och omfattning av mogna moderbergarter (”source rocks”),
• förekomst och omfattning av reservoarbergarter (”reservoir rocks”),
• migrationsvägar och migrationsriktningar (oljan och gasen måste ha möjlighet att vandra från
moderbergart till reservoarbergart. I Östersjön torde detta i de flesta fall kräva förkastningar
då moderbergarten stratigrafiskt överlagrar reservoarbergarten),
• förekomst och omfattning av stratigrafiska och strukturella fällor,
• förekomst av takbergarter (”cap rocks”) över reservoarbergarten.
Bedömning av mängden prospekteringsbar olja i en sluten struktur förutsätter kunskap om:
• volymen av reservoarbergart innesluten i strukturen (beräknas på basis av seismikmätningar),
• andelen av reservoaren som bedöms vara producerande (data från borrningar, eventuellt i närliggande områden),
• den producerande reservoarens porositet (data från borrningar, eventuellt i närliggande områden),
• förhållandet mellan olje- och vattenmättnad (data från utvinning i närliggande fält),
• den volymminskning som uppstår när gas löst i oljan avgår vid atmosfärstryck (eventuellt data
från utvinning i närliggande fält) och
• andelen utvinningsbar olja i strukturen (data från utvinning i närliggande fält).
28 (46)
Slutna strukturer i kambrium,
Sverige, låg potential
Slutna strukturer i kambrium,
Sverige, potential
S23
Slutna strukturer i kambrium,
Polen–Balticum
Daldersstrukturen, OPAB
S19
S20
Gräns för ekonomisk zon,
nationsgräns
S22
S25
S21
S30
S28
S32
S35
S37
S27
LETTLAND
S39
P4
P5
SVERIGE
P3
P2
E26
P32
E19
P31
E11
S49
E23
P1
E18
E5
E6
S43
S55
S48
S44
Dalders
B27
S50
E9
E24
E16
E15
E22
E7
E2
E1
E17
E13
E12
D11
D10
D13
E20
LITAUEN
B23
B4
B3
B6
B8
RYSSLAND
D6
POLEN
B21
B16
Debki
Zarnowiec
Figur 19. Slutna strukturer i kambrium.
29 (46)
Tabell 2. Tabellen redovisar karterade slutna kambriska strukturer inom svenskt havsområde, den bergvolym varje struktur innesluter, en uppskattning av den volym olja varje struktur skulle kunna innehålla samt, per struktur, en bedömning av möjligheten till fynd.
Struktur
S19
S20
S21
S22
S23
S25
S27
S28
S30
S32
S35
S37
S39
S43
S44
S48
S49
S50
S55
Bergvolym
(milj. m3)
68,6
45,5
538,8
189,2
51,5
42,6
314,3
668,7
82,8
32,3
67,3
42,8
31,6
266,4
924,6
707,1
33,2
31,8
32,1
Möjlig volym olja (milj. m3) Sannolikhet för fynd
0,6
0,4
4,6
1,6
0,4
0,4
2,7
5,8
0,7
0,3
0,6
0,4
0,4
3,7
12,9
9,9
0,5
0,4
0,4
Låg
Låg
Låg
Låg
Låg
Låg
Låg
Låg
Låg
Låg
Låg
Låg
Låg
Måttlig
Måttlig
Måttlig
Måttlig
Måttlig
Måttlig
I tabell 2 redovisas de beräknade oljevolymer som kan finnas i de 19 större förmodade slutna
strukturerna på svenskt område. Beräkningen utgår från de parametervärden som OPAB använde för Daldersstrukturen, men i stället för att låta varje parameter representeras av min- och maxvärden vid beräkningen har här medelvärden använts. Ett värde som ligger något under OPABs
minimivärde har använts för andelen av reservoaren som bedöms producerande i de sex sydliga
strukturerna. Ett värde som utgör hälften av OPABs medelvärde har använts för strukturerna
öster om mellersta och södra Gotland. Det bör poängteras att dessa strukturer är mycket dåligt
kartlagda och det är även osäkert om de verkligen existerar. Detta för att kompensera att de bergvolymer som används för beräkningen inte helt utgörs av reservoarbergarten utan är totalvolymer.
Förutom strukturerna i tabell 2 finns, framför allt i området öster om Gotland, seismiskt
indikerade små ordoviciska revstrukturer av samma storlek som de som finns på Gotland (se
avsnittet Ordoviciska rev ”mounds”). Dessa mindre strukturer bedöms för närvarande sakna
den potential som krävs för prospektering till havs. Utvinning ur kustnära strukturer (Gotland)
kan eventuellt ske från land. Undersökningsdata avseende det kustnära området saknas emeller­
tid vilket gör att det idag inte går att fastlägga läget för eventuella strukturer inom området för
enskilt vatten. Att samla in information på grunt vatten och i strandzonen är kostsamt och komplicerat samtidigt som de ordoviciska revstrukturernas begränsade volym och det dåliga utbytet
från borrningarna leder till en bedömning att de endast kan vara ekonomiskt intressanta för
småskalig exploatering på land.
Endast en av de kartlagda kambriska slutna strukturerna, S22, når in på enskilt vatten
(fig. 20). Sannolikheten för fynd av olja i strukturen S22 bedöms vara låg. Inom området i fråga
är det mer troligt att olja ansamlats i ordoviciska rev.
Dalders – den största icke undersökta strukturen
Längst i sydöst finns den större, ryggformade Daldersstrukturen. Den är ca 38 km lång, sträcker
sig i en svag båge från polsk kontinentalsockel i sydväst, via svensk sockel in på litauiskt och let30 (46)
Seismiskt indikerade strukturer,
kambrium
Seismiskt indikerade
revstrukturer,
ordovicium
Enskilt vatten
Fårösund
Lärbro
S23
Slite
S19
Visby
S20
S25
Roma
S21
S22
Östergarn
Klintehamn
Ljugarn
S30
Hemse
S28
S35
S37
S27
S32
Burgsvik
S39
20 km
Figur 20. Identifierade fällor
som ligger relativt kustnära.
tiskt sockelområde i nordöst. Ryggen har en bredd av ca 4–6 km och en höjd av upp till 150 m
(fig. 18). OPAB har värderat Daldersstrukturen ur ett petroleumperspektiv baserat på:
• yt- och volymberäkningar utförda på basis av seismiska undersökningar av strukturen,
• bergartsinformation inhämtad från borrningar utförda på svenskt område öster och söder om
Gotland och
• att olja i ekonomiskt utvinningsbar mängd förekommer och utvinns ur liknande strukturer i
angränsande polskt och ryskt område.
OPAB har dels bedömt sannolikheten för att strukturen innehåller olja, dels kalkylerat den oljevolym det kan vara frågan om. Värderingen utfördes enligt de standardmetoder som tillämpas
av företaget och indikerar att sannolikheten för fynd av olja är 30 %, vilket bedöms vara relativt
högt, samt att den utvinningsbara volymen i strukturen som helhet kan vara 210–350 miljoner
fat eller, omräknat, 33–56 miljoner Sm3. Den svenska delen av strukturen bedöms svara för en
tredjedel av den totala volymen, 11–19 miljoner Sm3. Den enligt ovan bedömda potentialen gör
Daldersstrukturen väl jämförbar med oljefält i Nordsjön. I tabell 3 ges en jämförelse med de
norska oljefälten i södra delen av Nordsjön.
VERKSAMHET I POLSK, RYSK, LITAUISK OCH LETTISK SEKTOR
För närvarande sker utvinning av råolja inom Polens och Rysslands (Kaliningradenklaven) kontinentalsockelområden (fig. 21).
Inom Polens kontinentalsockelområde har utvinning huvudsakligen skett ur B3-fältet. Under perioden 2005–2011 har ca 1,45 miljoner ton utvunnits. Den utvinningsbara reserven anges
31 (46)
Tabell 3. Bedömd volym utvinningsbar olja i Daldersstrukturen och ursprunglig volym utvinningsbar olja och gas i de norska oljefälten i den södra delen av Nordsjön. Information
om de norska fälten har hämtats från norska Olje­direktoratet.
Oljefält eller prospekt
DALDERS totalt
DALDERS, svensk del
BRYNHILD, Norge
EDDA, Norge
EKOFISK, Norge
ELDFISK, Norge
EMBLA, Norge
GYDA, Norge
HOD, Norge
TAMBAR, Norge
TAMBAR ØST, Norge
TOR, Norge
ULA, Norge
VALHALL, Norge
YME, Norge
Utvinningsbar olja
(miljoner Sm3)
33,00–56,00
11,00–19,00
3,60
4,80
563,30
135,60
12,00
36,40
10,30
9,50
0,30
24,40
84,20
146,70
18,50
Utvinningsbar gas
(miljarder Sm3)
?
?
0,00
2,00
161,60
45,40
7,30
6,40
1,80
2,00
0,00
11,30
3,90
27,40
0,00
LETTLAND
Licenser
LOTOS Petrobaltic S.A.
Baltic Gas
Baltic Energy Resources
Potentiellt petroleumförande geologisk struktur
Produktions- eller borrplattform
Borrplattform Lotos Petrobaltic
Gräns för ekonomisk zon,
nationsgräns
E9
SVERIGE
Dalders
E24
E16
E1
E22
E13
E12
E17
E2
D10
E7
E20
E15
B27
LITAUEN
B23
Lotos Petrobaltic 2014-05-28
B4
B3
Baltic Beta
PG-1
B8
B6
RYSSLAND
Kravtsovskoye
D6
Lotos Petrobaltic 2014-07-28
B21
B16
Debki
Zarnowiec
POLEN
Figur 21. Polsk offshoreverksamhet i anslutning till svensk kontinentalsockel.
till ca 1,46 miljoner ton. Verksamhet för att utveckla B8-fältet har påbörjats. Den utvinningsbara oljemängden i B8 bedöms uppgå till 3,45 miljoner ton.
Inom Rysslands (Kaliningradenklaven) kontinentalsockelområde sker utvinning ur D6fältet. Utvinning påbörjades i juni 2004 och fram till 2012 har mer än 5,5 miljoner ton råolja
utvunnits ur fältet. Den utvinningsbara oljereserven där bedöms uppgå till 9,1 miljoner ton.
32 (46)
I Lettland pågår prospektering inom ett antal licensområden angränsande till svenskt territorium. Bland annat är OPAB aktiv och innehar licens i ett av dess områden som utgör den
lettiska delen av Daldersstrukturen.
En kort redovisning av havsbaserad olje- och gasverksamhet i anslutning till svensk kontinentalsockel år 2013 gjordes av SGU 2013-01-13, Dnr: 04-2288/2012. Nedan följer ett utdrag ur
denna sammanställning för Polen, Ryssland, Litauen och Lettland.
Polen
Polen har geologiska förutsättningar för olje- och gasutvinning både på land och till havs och
bedriver en aktiv petroleumverksamhet. Tillstånd till såväl prospektering som utvinning av olja
och gas hanteras av Department of Geology and Geological concessions vid Ministry of the Environment. Beslut om tillstånd fattas av miljöministern. Områden med hög petroleumpotential
annonseras internationellt för öppen budgivning i och med att de görs tillgängliga. För andra
områden tillämpas en Öppen dörr-process. Prospekteringstillstånd ges normalt för en tid av
3–6 år, utvinningstillstånd för 25–30 år. Innan utvinningstillstånd ges, krävs godkännande av
den ekonomiansvariga ministern, av chefen för den statliga gruvmyndigheten samt av relevanta
lokala myndigheter. Tillståndsprocessen regleras av Polens Geological and Mining Law.
Inom polskt kontinentalsockelområde finns ett antal kända potentiellt olje- eller gasförande
geologiska stukturer. De idag viktigaste är B3 (olja), B4 (gas), B6 (gaskondensat) och B8 (olja
och gas). Strukturerna är belägna inom licensområden som tilldelats LOTOS Petrobaltic S.A.
(fig. 21). För närvarande utvinner företaget olja ur fältet B3. Två borr- och produktionsplattformar, BalticBeta och PG-1, används i arbetet.
Under 2013 och 2014 var och är aktiviteten på polsk kontinentalsockel förhållandevis hög.
Företaget LOTOS Petrobaltic S.A. har träffat ett samverkansavtal med Cal Energy Ltd. om att
utveckla gasförekomsterna i strukturerna B4 och B6 och har bildat avknoppningsbolaget Baltic
Gas för verksamheten. På uppdrag av LOTOS Petrobaltic S.A. har Dolphin Geophysicals fartyg
Polar Duke utfört 3D-seismik över strukturerna B21 och B16, som är belägna inom licensområdet söder om B4 och B6, samt över strukturerna B4 och B6. Seismikmätningar, såväl tre- som
tvådimensionella, har också utförts inom flera andra av LOTOS Petrobaltics S.A. licensområden. Arbete pågår för att förbereda oljeutvinning från strukturen B8. De första oljeleveranserna
från B8 beräknas kunna ske under 2015. LOTOS Petrobaltic S.A. har under 2013 tilldelats
licens för två nya områden belägna väster om B21 och B16. Under 2014 driftsatte företaget
ytter­ligare en borrplattform av stödbenstyp. Plattformen har under sommaren 2014 genomfört
prospekteringsborrningar i strukturer på polskt sockelområde, bland annat i B27 belägen strax
söder om gränsen till svensk kontinentalsockel och B21 belägen närmare det polska fastlandet.
Ryssland (Kaliningrad)
Inom den ryska Kaliningradenklaven finns geologiska förutsättningar för olje- och gasutvinning både på land och på kontinentalsockelområdet. På land har olje- och gasutvinning pågått
sedan mitten av 1970-talet. År 2004 påbörjade företaget Lukoil-Kaliningradmorneft utvinning
av olja från fältet D6 (Kravtsovskoye) beläget på rysk kontinentalsockel (fig. 22). Enligt Igorev
(2012) har så mycket som 80 % av de initiala reserverna i de producerande fälten nu utnyttjats.
Prospekteringsmognaden anges vara 60 % på land och 20 % inom kontinentalsockelområdet.
Framtiden för företaget Lukoil-Kaliningradmorneft är, enligt artikeln, beroende av fortsatt prospektering till havs och utvinning från nya fyndigheter på kontinentalsockeln.
ROSNEDRA är den ansvariga myndigheten för bland annat prospektering och utvinning
av olja och naturgas i Ryssland, inklusive landets kontinentalsockelområden. Prospektering efter
och utvinning av olja och naturgas inom ryska federationen kräver licenser som utfärdas enligt
33 (46)
Potentiellt petroleumförande geologisk struktur
P4
Produktions- eller borrplattform
P5
Gräns för ekonomisk zon,
nationsgräns
P3
P2
E19
P31
P32
P1
E26
LETTLAND
E11
E5
E23
E6
E9
E24
SVERIGE
Dalders
E16
B27
E15
E18
E22
E7
E1
E17
E13
E12
E2
D11
D10
D13
LITAUEN
E20
B23
B4
B3
Baltic Beta
PG-1
B6
B8
Kravtsovskoye
D6
B21
B16
Debki
Zarnowiec
RYSSLAND
POLEN
Figur 22. Polska, ryska och litauiska strukturella fällor som kan innehålla kolväten i den kambriska sandstenen.
Produktionsfälten B3 i Polen och D6 i Ryssland är markerade.
en fastställd ordning. Fyndigheter på kontinentalsockeln betraktas som fyndigheter av federal
betydelse. Licens för utvinning av olja och naturgas på ryska federationens kontinentalsockel
ges endast till företag som har mer än fem års erfarenhet av verksamhet på kontinentalsockeln
och där statens andel av aktiekapitalet är större än 50 %. För utvinning av olja i Östersjön ställs
hårda miljökrav. Utvinningen ska ske med ”nollutsläpp”.
ROSNEDRA bedömer utsikterna att hitta nya fyndigheter i ryska delen av Östersjön som
inte särskilt goda. Området är väl undersökt med seismik och borrningar. Nya fynd av större
ekonomisk betydelse är därför inte sannolika.
Inom den marina delen av Kaliningradenklaven finns i huvudsak två fyndigheter dokumenterade: D6 Kravtsovskoje och C9 Kaliningradskoje. D6 är i produktion medan C9 ännu inte
är utdelad.
34 (46)
Litauen
Utvinning av olja och gas bedrivs på land i Litauen. Man har också öppnat områden på land för
anbud avseende skiffergasprospektering (shale gas). Tillstånd till prospektering och utvinning av
petroleum hanteras av Litauens geologiska undersökning (LGT) som sorterar under Miljöministeriet. Tillstånd till all prospektering och utvinning ska enligt lag ske via ett öppet anbudsförfarande. Litauens regering har utsett LGTsom ansvarig myndighet för den processen. Tillstånd
ges för geografiskt definierade licensblock som definieras på basis av resultaten från en Strategical Environment Impact Assessment och inte utifrån ett i förväg skapat systematiskt rutnät.
Inom Litauens kontinentalsockelområde finns ett antal potentiellt petroleumförande geologiska strukturer identifierade under sovjettiden (fig. 22). Litauen har dock, delvis baserat på
miljöhänsyn, för närvarande inga planer på att öppna marina områden för prospektering och
utvinning. Under 2013 producerades på uppdrag av Miljöministeriet ett förslag till havsplan för
Litauen. Två planalternativ och en syntesversion presenterades, men i syntesdokumentet redovisades inte områden avsatta för prospektering och utvinning av mineralresurser, inklusive gas och
olja. Anvisning av områden lämpliga för utvinning bör enligt dokumentet bygga på geologiska
undersökningar och bedömning av miljökonsekvenser.
Lettland
Olja och gas utvinns på det lettiska fastlandet och prospektering sker inom det lettiska havsområdet. Ansvarig myndighet för tillstånd till förstudier, prospektering och utvinning är Lettlands
Ministry of Economics, som också ansvarar för administrativ tillsyn av tillståndsgiven verksamhet. Fram till år 2006 användes ett rikstäckande licensblockschema (rutnät) för att ange tillståndens (licensernas) geografiska lägen. Efter 2006 används ett annat system som medger att
tillståndsgivna områden definieras med koordinater. Beslut om att öppna områden för olje- och
gasverksamhet fattas av Lettlands regering efter förslag från ekonomiministeriet. Verksamheten
regleras via Law on Subterranean Depths, Law on Environmental Impact Assessment, Construction
Law, Protection Zone Law, förordningar samt EU-lagstiftning.
Under sovjettiden identifierades ett antal potentiellt olje- och gasförande geologiska strukturer inom Lettlands kontinentalsockelområde. Då ingen utvinning av olja eller gas från lettisk
kontinentalsockel hittills gjorts saknas dock säkra data om vilka mängder och typer av kolväten
dessa strukturer kan innehålla.
För närvarande har företagen OPAB, Balin Energy SIA och Odin Energi Latvija Ltd. tilldelats prospekterings- och utvinningstillstånd (exploration and production licenses), se figur 23.
Det prospekterings- och utvinningstillstånd som tilldelats OPAB träder inte i kraft förrän ett
förhandlat avtal om havsgränsen mellan Lettland och Litauen godkänns. Företaget har dock
också tilldelats en prospekteringslicens. Lettlands Ministry of Economics har förberett ytterligare
två licensområden för regeringsbeslut. Under 2010 genomförde Balin Energy Ltd. 3D-seismik
över sina licensområden. Under sommaren 2013 genomförde företaget Diamond Offshore Drilling Inc med sin mobila borrplattform Ocean Nomad, på uppdrag av Balin Energy SIA, en undersökningsborrning i E23-strukturen belägen på lettisk sockel nära gränsen till svensk ekonomisk zon (fig. 23). Borrningen avslutades vid ett djup av 1 460 m med kommentaren ”inga fynd”
i borrhålsrapporten. En av delägarna i Balin Energy Ltd., det polska företaget PKN Orlen SA
(45 %), har på basis av undersökningsresultaten beslutat att avbryta sin verksamhet i området.
EKONOMISK BEDÖMNING AV RÅOLJANS VÄRDE
Mått
Ett antal olika måttsatser används för att redovisa oljemängd. Nedan ges en redovisning av tre
vanliga mått och deras förhållande till varandra.
35 (46)
Undersökningsborrning 2013
Licenser
LETTLAND
OPAB 1996, E&P
Balin 2008, E&P
Balin 2009, E&P
Odin 2010, E&P
Förslag, ny E&P
P4
Potentiellt petroleumförande geologisk struktur
P5
Gräns för ekonomisk zon,
nationsgräns
P3
P2
P1
E26
P32
SVERIGE
E19
P31
E11
E18
E5
E23
E6
E17
E9
LITAUEN
E13
E12
E1
D11
E2
Dalders
D10
E24
E16
E22
E7
D13
E20
Figur 23. Lettiska licensområden.
Barrel (bbl, svenska fat), torde vara det vanligaste volymmåttet för olja. Då oljans volym påverkas av temperatur och tryck specificerar American Petroleum Institute (API) som standard
ett tryck på 14,696 psi och temperatur på 60 °F. Råoljepris anges vanligen i USD per fat.
Standardkubikmeter (Sm3) används i Europa utanför Storbritannien. Trycket är 101,325 kPa
och temperaturen 15 °C.
Ton (t) används standardmässigt vid de redovisningar som ges av Polen och Ryssland.
De följande omräkningsfaktorerna mellan de olika måtten har hämtats ur norska Oljeoch energidepartementets skrift Fakta 2014 Norsk petroleumsverksemd. Ett fat motsvarar
ca 0,159 standardkubikmeter. En standardkubikmeter motsvarar ca 6,29 fat. Ett fat motsvarar
ca 0,134 ton. Ett ton motsvarar ca 7,49 fat. En standardkubikmeter motsvarar ca 0,84 ton. Ett
ton motsvarar ca 1,19 standardkubikmeter.
Värde
Priset på råolja varierar med tillgång och efterfrågan. Även förväntningar, lagerhållning och raffinaderikapacitet spelar in. Priset för europeisk råolja (Brent) låg 2014-07-15 på 106,98 USD per
fat. Dollarkursen var samma datum 6,79 SEK per USD. Dagspriset för ett fat Brentolja i svensk
valuta var därmed 726,39 SEK. För att säkra mot framtida prisfall har 80 % av gällande dagspris använts i de beräkningar som gjorts i följande avsnitt.
Ett fat ges värdet 581,12 SEK
En standardkubikmeter ges värdet 3 654,81 SEK
Ett ton ges värdet
4 336,68 SEK
36 (46)
Tabell 4. Råoljans värde från produktionsfälten B3 och D6 samt bedömning
av värdet av återstående produktion och ny produktion från B8 fältet i Polen.
Polen
Snittproduktion polska B3 i ton/år:
till ett värde av, MSEK:
Fram till 2011 utvunnet ur B3, ton:
till ett värde av, MSEK:
Bedömt återstående och utvinningsbart B3 (2012), ton:
till ett värde av, MSEK:
Bedömt återstående och utvinningsbart, polska B8 (2012), ton:
till ett värde av, MSEK:
200 000
871
1 450 000
6 311
1 460 000
6 355
3 450 000
15 016
Ryssland
Snittproduktion ryska D6 i ton/år:
till ett värde av, MSEK:
Fram till 2012 utvunnet ur D6, ton:
till ett värde av, MSEK:
Bedömt återstående och utvinningsbart, ryska D6 (2012), ton:
till ett värde av, MSEK:
600 000
2 612
5 500 000
23 939
9 100 000
39 609
Pågående oljeutvinning i Östersjön
För närvarande pågår oljeutvinning i Östersjön på polsk och rysk (Kaliningradenklaven) kontinentalsockel. Baserat på produktionstal och råoljepriserna ovan har värdet av råoljan från produktionsfältet B3 i Polen och D6 i Ryssland beräknats. I tabell 4 presenteras även bedömningar
av återstående produktion och möjlig produktion ur ett nytt fält i Polen, B8. Av beräkningarna
framgår att intäkterna är i storleksordningen 2–3 miljarder per år och totalt uppemot 60 miljarder i värde av återstående utvinningsbara resurser.
HUR KAN UTVINNING AV ETT FYND I SÖDRA ÖSTERSJÖN GÅ TILL?
Utvinningsbara oljemängder av den storlek som bedöms kunna finnas i Daldersstrukturen representerar ett avsevärt ekonomiskt värde. En beräkning enligt de siffror som redovisas under
avsnittet Värde ger ett värde för den oljevolym som bedöms kunna utvinnas ur hela Daldersstrukturen av mellan 122 och 204 miljarder SEK. Värdet av den oljevolym som bedöms kunna
utvinnas ur den svenska delen av strukturen uppgår till mellan 41 och 68 miljarder SEK.
För att erhålla en uppfattning om omfattningen av en utbyggnad (driftsättning) av den
svenska delen av Daldersstrukturen och dess samhällsekonomiska effekter har OPAB låtit göra
en jämförande studie av utbyggnaden av ett antal oljefält av liknande storlek i Nordsjön. Studien
indikerar att arbetet med att driftsätta fältet kan kräva ca 4 år och en ekonomisk insats av 13–
15 miljarder SEK. Av den ekonomiska insatsen bedömer OPAB att ca 50 % förbrukas inom landet. Det direkta anläggningsarbetet bedöms kräva ca 5 800 manår. Indirekt verksamhet (underleverantörer till leverantörer) bedöms generera ca 3 800 manår och konsumtionsgenererad verksamhet (direkta och indirekta effekter av anställdas användning av lönemedel) ca 4 600 manår.
Totalt ca 14 200 manår. OPAB bedömer ca 20 års produktionstid för hela strukturen.
Anläggning och driftsättning av ett oljefält kan se ut på olika sätt. Här ges ett exempel base­
rat på information från OPAB och Oljedirektoratet och avseende den polska B3-anläggningen.
Inledningsvis borras ett antal brunnar för att mer i detalj fastställa förekomstens utbredning
form och sammansättning. På basis av bland annat information erhållen genom de inledande
borrningarna bestäms lägen för produktions- och injektionsbrunnar. Produktions- och injektionsbrunnar kan utgå från såväl ett fältcenter (bottenfast plattform eller flytande anläggning)
37 (46)
som från undervattensinstallationer. Dessa är anslutna till ett fältcenter till havs eller land via
rörledningar. Från fältcentret styrs utvinning av olja och injektering av vatten eller gas i formationen. Det senare görs för att bibehålla eller öka trycket i formationen och på så sätt pressa fram
oljan. I anläggningen avskiljs också det vatten och den gas som förs upp med den uppumpade
oljan. Vattnet återinjekteras vanligen i formationen. Gasen kan, beroende på mängd och ekonomiska förutsättningar, levereras eller återföras till formationen. I det fall fältcentret är en marin
anläggning som inte har rörledningskontakt med land ingår förrådstankar för mellanlagring av
oljan och bostadsutrymmen för ombordanställd personal. Leverans av olja från en sådan anläggning sker vanligen till tankfartyg via en förankrad tankningsboj.
Vid utvinning från ett fält som är beläget på större avstånd från land och på måttligt vatten­
djup, t.ex. 100 m, torde en bottenfast plattform, eventuellt av stödbenstyp, vara ett lämpligt
alter­nativ till ett fältcenter. Beroende på fyndighetens storlek kan fältcentret kompletteras med
en eller flera undervattensinstallationer, se figur 24.
MILJÖPÅVERKAN I SAMBAND MED BORRNING
Utsläpp av olja i den marina miljön kan orsaka allvarliga skador. Främst är det den marina miljön med sitt växt- och djurliv som skadas men även stränder kan förstöras. Oljeutsläpp kan också
få ekonomiska konsekvenser för marina och kustnära affärsverksamheter. Olyckor i samband
med oljeutvinning till havs sker oftast i form av s.k. blow-outs (utblåsningar), vilket innebär att
man tappar kontrollen över oljekällan och att oljan kan flöda fritt eftersom trycket i källan är
högre än vid ytan. Sådana olyckor sker främst vid utvinning från djupare strukturer, där trycket
oftare är högre, och har tidigare inte inträffat i Östersjön.
De operationella utsläppen från plattformar i Östersjön sker främst via förorenat borrkax,
borrslam och utsläpp av produktionsvatten. I samband med borrning måste dock hantering av
borrslam, borrkax och formationsvätskor ske på sådant sätt att utsläppen till havet minimeras.
Detta görs för att förhindra grumling och förorening av den marina miljön. Läckage från borrhålet på havsbottnen under och efter borrning måste också förhindras och tätning säkerställas.
Generellt sett gäller stränga miljökrav för borrning i Östersjön.
5 km
Plattform/fältcenter
6 produktionsbrunnar
4 injektionsbrunnar
15 km
Undervattensenhet 1
2 produktionsbrunnar
2 injektionsbrunnar
Undervattensenhet 2
4 produktionsbrunnar
2 injektionsbrunnar
38 (46)
Figur 24. Ett möjligt scenario för utvinning av olja ur Daldersstrukturen.
Källa: OPAB.
Östersjön är dock ett särskilt känsligt ekosystem påverkat av multipla stressfaktorer, t.ex.
fiske­tryck, näringstillförsel och utsläpp av föroreningar. Ytterligare stressfaktorer, såsom utsläpp
av olja och andra föroreningar från offshoreverksamhet, kan därmed få konsekvenser på ett
­redan stressat ekosystem, även om det inte sker någon större olycka. De speciella ekologiska och
fysiska förhållandena i Östersjön (brackvatten, låg vattentemperatur, låg vattenomsättning, litet
medeldjup) gör dessutom att små utsläpp av olja kan leda till betydande miljöeffekter.
På grund av ökad olje- och gasutvinning i Nordsjön och Östersjön har HELCOM (Helsing­
forskonventionen) och OSPAR (Oslo-Pariskonventionen) under årens lopp antagit ett antal
rekommendationer och riktlinjer som syftar till att öka säkerheten och minska utsläppen av
föroreningar från offshoreverksamhet. HELCOM inkluderar hela Östersjön inklusive Kattegatt
medan OSPAR omfattar Nordostatlanten inklusive Skagerrak och Kattegatt. Kattegatt omfattas
sådeles av båda konventionerna.
Inom OSPAR finns juridiskt bindande beslut samt rekommendationer. Inom HELCOM
finns inga juridiskt bindande beslut utan bara rekommendationer. Exempel på dessa som rör
utsläpp från offshoreverksamhet är: OSPAR Decision 2000/3 on the Use of Organic-phase Drilling Fluids (OPF) and the Discharge of OPF-Contaminated Cuttings, OSPAR Recommendation
2001/1 for the Management of Produced Water from Offshore Installations, OSPAR Recommendation 2010/18 on the prevention of significant acute oil pollution from offshore drilling activities,
­HELCOM Recommendation 9/5 och HELCOM Recommendation 18/2.
Avvecklingen av plattformar som tjänat ut är också ett potentiellt miljöproblem och regleras
genom: OSPAR Decision 98/3 on the Disposal of Disused Offshore Installations och HELCOM
Recommendation 14/9. Inom HELCOM finns även krav på beredskap för att snabbt kunna bekämpa förorening från offshoreverksamhet samt krav på informationsutbyte mellan länderna
om planerade eller pågående offshoreverksamheter. Dessa faktorer regleras av HELCOM Recommendation 10/10 och HELCOM Recommendation 19/7. OSPAR har inga sådana krav (täcks av
EUs direktiv om säkerhet för olja- och gasverksamhet till havs och Bonn Agreement) men har
ett större antal rekommendationer som syftar till att minimera påverkan från offshoreverksamhet på den marina miljön, t.ex. rekommendationen om miljöövervakning OSPAR Recommendation 2010/1 on the Strategy for the Joint Assessment and Monitoring Programme.
OKONVENTIONELLA KOLVÄTEN
Det finns idag ett stort intresse att exploatera tidigare olönsamma förekomster av okonventionella kolväten. Dessa inkluderar hårt bunden gas (tight gas), skifferolja, skiffergas, biogen gas
och metanhydrater. En översikt av förekomst och geologiska förutsättningar för skiffergas och
biogen gas i Sverige redovisas i Erlström (2014). Internationellt sker idag endast exploatering av
dessa förekomster på land. I världen finns det stora förekomster i havsområdena men för närvarande är det för kostsamt att exploatera dessa resurser. Geologiskt sett finns det på svenskt
område, speciellt i södra Östersjön, förutsättningar för att det ska finns hårt bunden gas i kalkstenslager och skifferlager. De skulle i framtiden kunna bli intressanta för exploatering om de
ekonomiska eller tekniska förutsättningarna ändras för marin exploatering.
KOLDIOXIDLAGRING OCH OLJEUTVINNING (EHR)
EU presenterade 2009 ett direktiv om geologisk lagring av koldioxid (CCS-direktivet) som tar
upp tilltåndshantering, metodik, övervakning, ansvarsfrågor, finansiella mekanismer m.m. För
närvarande pågår implementering av direktivet i EUs medlemsländer. Sverige har implementerat
direktivet under 2013.
CCS-direktivet anger att djupa akvifärer och EHR (Enhanced Hydrocarbon Recovery) är
de alternativ till geologisk lagring av koldioxid som ska gälla för medlemstaterna. Geologisk lag39 (46)
ring av koldioxid i marina områden är också mest aktuellt då flera medlemstater lagstiftat mot
­lagring på land. I södra Östersjön är den kambriska sandstenen en potentiell kandidat för lagring. Preliminära kapacitetsberäkningar visar att det finns en potential till lagring av uppemot
4 000–6 000 miljarder ton koldioxid i denna akvifär (Erlström m.fl. 2011, Sopher m.fl. 2014,
Vernon m.fl. 2014). Merparten av denna siffra utgörs av stratigrafisk lagring. Lagring i strukturella fällor bedöms till några hundratals miljoner ton koldioxid.
Eventuell undersökningsborrning för detta ändamål kan medföra att man påträffar kolväten
som i samband med koldioxidlagring kan vara ekonomiskt intressanta att utvinna. En utvinning medför en trycksänkning av reservoaren vilket möjliggör en effektivare lagring av koldioxid. Oljans ekonomiska värde kan skapa intresse och påskynda lagring av koldioxid i området.
Det bör poängteras att lagring av koldioxid utan EHR eller inverkan av kolväten är fortfarande aktuellt inom merparten av den kambriska sandstensakvifärens utbredningsområde i södra
Östersjön. I samband med eventuella undersökningar eller lagring av koldioxid är det störst
sanno­likhet för influens av kolväten vid borrning på eller i direkt anslutning till strukturella
­fällor i området kring Dalders och västerut mot Lebahöjdryggen.
REFERENSER
Anderegg, H.J., Norling, E. & Skoglund, R., 1968: SGUs oljegeologiska arbeten 1967–68. Sveriges geologiska undersökning Prospekteringsrapport BRAP 68001.
Bergman, B., Juhojuntti, N. & Olsson, S., 2012: Överföring av äldre marina mätdata till moderna lagringsmedia och strukturer. SGU-rapport 2012:28, 1–5.
Brangulis, A.P., Kanev, S.V., Margulis, L.S. & Pomerantseva, R.A., 1993: Geology and hydrocarbon prospects of the Paleozoic in the Baltic region. I J.R. Parker (red.): Petroleum of
Northwest Europe. Proceedings of the 4th Conference. The Geological Society, London, 651–656.
Buchardt, B., Nielsen, A.T. & Schovsbo, N.H., 1997: Alunskiferen i Skandinavien. Geologisk
Tidsskrift 1997:3, 1–30.
Erlström, M., 2014: Skiffergas och biogen gas i alunskiffern i Sverige, förekomst och geologiska
förutsättningar – en översikt. SGU-rapport 2014:19, 1–28.
Erlström, M., Deeks, N., Sivhed, U. & Thomas, S., 1997: Structure and evolution of the Tornquist Zone and adjacent sedimentary basins in Scania and the southern Baltic Sea area.
Tectono­physics 271, 191–215.
Erlström, M., Fredriksson, D., Juhojuntti, N., Sivhed, U. & Wickström, L., 2011: Lagring av
koldioxid i berggrunden – krav, förutsättningar och möjligheter. Sveriges geologiska undersökning Rapporter och meddelanden 131, 7–94.
Hedström, H., 1928: Om asfaltit och några andra mineral från Gotlands silurlager. Geologiska
Föreningens i Stockholm Förhandlingar 50, 443–448.
Igorev, V., 2012: The oil of the amber land. Oil of Russia 4, 40–41.
Kosakowski, P., Wróbel, M., Poprawa, P. & Pikulski, L., 2010: 1-D modeling of petroleum processes for the Lower Palaeozoic source rocks in the Polish Baltic Basin. Proceedings from the
International Conference “Baltic Petrol 2010”, 45–46.
Kotarba, M.J., Kosakowski, P., Więclaw, D., Wróbel, M. & Kowalski, A., 2010: Petroleum system and potential of hydrocarbon exploration in the Lower Papaeozoic strata of the Polish
Baltic Basin. Proceedings from the International Conference “Baltic Petrol 2010”, 9–10.
Poprawa, P., Kosakowski, P. & Grotek, I., 2010: Burial and thermal history of the Baltic Basin –
constraints from 1-D maturity modelling. Proceedings from the International Conference “Baltic
Petrol 2010”, 41–42.
40 (46)
Poprawa, P., Ŝliaupa, S., Stephenson, R.A. & Lazauskienè, J., 1999: Late Vendian–Early Palaeo­
zoic tectonic evolution of the Baltic Basin: regional implications from subsidence analysis.
Tectonophysics 314, 219–239.
Sivhed, U., Erlström, M., Bojesen-Koefoed, J. & Löfgren, A., 2004: Upper Ordovician carbonate mounds on Gotland, central Baltic Sea: Distribution, composition and reservoir characteristics. Journal of Petroleum Geology 27, 115–140.
Sopher, D., Juhlin, C. & Erlström, M., 2014: (accepted). A probabilistic assessment of the effective CO2 storage capacity within the Swedish sector of the Baltic Basin. International Journal
of Greenhouse Gas Control.
Vernon, R., O’Neil, N., Pasquali, R. & Nieminen, M., 2014: Screening of prospective sites for
geological storage of CO2 in the Southern Baltic Sea. VTT Technology 101, 1–70.
Więcław, D., Kotorba M.J., Lewan, M.D. & Karczewska, A., 2010: Comparison of oils accumulated in the Polish Baltic Basin with hydrous pyrolysis oils expelled from Cambrian and Ordovician rocks. Proceedings from the International Conference “Baltic Petrol 2010”, 33–34.
Wróbel, M., Kosakowski, P. & Źurawski, E., 2010: Expulsion, migration and accumulation processes in the Lower Palaeozoic strata of Polish Baltic Basin (2-D modelling. Proceedings from
the International Conference “Baltic Petrol 2010”, 47–48.
Zdanaviciute, O., Lazauskiene, J., Khoubldikov, A. & Dakhnova, M., 2010: Geochemistry of
oils and petroleum potential in the Middle Cambrian succession in the central part of the Baltic Basin. Proceedings from the International Conference “Baltic Petrol 2010”, 31–32.
41 (46)
APPENDIX 1
Sammanställning av aktiva undersöknings- och bearbetningstillstånd för olja och gas i Sverige
Compilation of active permits for exploration and production of hydrocarbons in Sweden
Område
Yta Bolag
Giltig till
Län
Gällande Tillstånd
(km2)
Siljansringen-Eldris
339 AB Igrene
2015-06-15
Dalarna
gas
Undersökningstillstånd
13288 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
2192 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
219 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
3466 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Siljansringen-Norra Gulleråsen
11068 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Siljansringen-Norra Morafältet
608 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Siljansringen-Nusnäs
40 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Siljansringen-Oresjön
12458 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
3765 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Siljansringen-Ryssa nr 3
726 AB Igrene
2014-12-06
-”-
Olja, gas
Undersökningstillstånd
Siljansringen-Sollerön
644 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Siljansringen-Stenberg
4,64 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
2016-06-15 -”-
olja, gas
Undersökningstillstånd
1254 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Siljansringen-Södra Morafältet
452 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Siljansringen-Tina
284 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Siljansringen-Våmhus
251 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
2928 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Siljansringen-Västra Gulleråsen
313 AB Igrene
2015-06-15
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Bonsarve nr 1
865 Gotland Exploration AB
2015-07-12
Gotland
olja, gas
Undersökningstillstånd
2016-11-11
-”-
olja, gas
Undersökningstillstånd
Siljansringen-Hansjö
Siljansringen-Lisselhed
Siljansringen-Moldtjärnen
Siljansringen-Nordvästra
Skattungen
Siljansringen-Ryssa
Siljansringen-Stumsnäs
Siljansringen-Sydvästra Boda
Siljansringen-Västbjörka
Buttle
17014 AB Igrene
61486 Gripen Oil & Gas AB
Bäl nr 1
6127 Gotland Exploration AB
2015-07-12
-”-
olja, gas
Undersökningstillstånd
Gotland syd
7055 Gotland Exploration AB
2014-06-10 -”-
olja, gas
Undersökningstillstånd
Gotland sydöst
8734 Gotland Exploration AB
2014-06-10 -”-
olja, gas
Undersökningstillstånd
28582 Gotland Exploration AB
2014-06-10 -”-
olja, gas
Undersökningstillstånd
2015-07-12
-”-
olja, gas
Undersökningstillstånd
Gotland öst
Grunnet nr 1
41 Gotland Exploration AB
Hejnum nr 1
1250 Gotland Exploration AB
2014-06-10 -”-
olja, gas
Undersökningstillstånd
Silte nr 1
1500 Gotland Exploration AB
2015-07-12
-”-
olja, gas
Undersökningstillstånd
Vallstena
9386 Gripen Oil & Gas AB
2016-11-11
-”-
olja, gas
Undersökningstillstånd
Greby
7105 Gripen Gas AB
2014-07-08 Kalmar
gas
Undersökningstillstånd
Lundeby
1707 Gripen Gas AB
2014-07-08 -”-
gas
Undersökningstillstånd
Melby
1972 Gripen Gas AB
2014-07-08 -”-
gas
Undersökningstillstånd
Nyby
1537 Gripen Gas AB
2014-07-08 Kalmar
gas
Undersökningstillstånd
Össby
6267 Gripen Gas AB
2014-07-08 -”-
gas
Undersökningstillstånd
Ekeby
18874 Gripen Gas AB
2016-09-23 Östergötland
gas
Undersökningstillstånd
Eneby
1375 Gripen Gas AB
2016-09-23 -”-
gas
Undersökningstillstånd
Hov
578 Gripen Gas AB
2016-09-23 -”-
gas
Undersökningstillstånd
Karlsfrid
673 Gripen Gas AB
2016-01-07
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Näset
303 Gripen Gas AB
2014-06-28 -”-
gas
Undersökningstillstånd
Orlunda
990 Gripen Gas AB
2016-09-23 -”-
gas
Undersökningstillstånd
Rödjan
824 Gripen Gas AB
2014-06-28 -”-
gas
Undersökningstillstånd
2015-09-24
-”-
gas
Undersökningstillstånd
Sandön nr 1
16163 Gripen Gas AB
Skedet
615 Gripen Gas AB
2016-09-23 -”-
gas
Undersökningstillstånd
Tornby K nr 2
492 Tekniska Verken i Linköping
2033-04-21
-”-
gas
Bearbetningstillstånd
1908 Gripen Gas AB
2016-01-07
-”-
gas
Undersökningstillstånd
960 Gripen Gas AB
2016-01-07
-”-
gas
Undersökningstillstånd
1896 Gripen Gas AB
2016-01-07
-”-
gas
Undersökningstillstånd
AB
Vinberga
Yxstad
Åbylund
42 (46)
ORDLISTA
Akvifär: Avgränsad geologisk bildning med stor genomsläpplighet och som innehåller stora
­volymer grundvatten som kan utvinnas.
Antiklinal struktur: Konvex del av ett veck i berggrunden.
Aromatiska kolväten: Ringformade strukturer med komplexa kolväten, ex. bensen.
Bergbeck: Trögflytande mörkbrun till svart massa bestående i huvudsak av asfalt. Förekommer
lokalt även i sprickor och hålrum i urberget.
Cap rock: Avsnitt med täta bergarter (låg genomsläpplighet för gas och vätskor) som överlagar
reservoarberggrund.
CCS: Förkortning för ”Carbon Capture and Storage”. Avser infångning och geologisk lagring av
koldioxid.
Devon: En geologisk period i den paleozoiska eran. Den började vid silurs slut för 417 miljoner
år sedan och slutade när karbon tog vid för 354 miljoner år sedan.
Dictyonemaskiffer: Mörkgrå till svart lerskiffer och alunskiffer från äldsta ordovicium. Namnet
kommer från ett graptolitfossil av arten Dictyonema.
EHR: Står för förkortningen ”Enhanced Hydrocarbon Recovery”: Detta innebär att man genom injektion av antingen vatten eller koldioxid kan trycka ut större andel av olja och gas
ur reservoaren.
Ekonomisk zon: Del av havsområdet, utanför en stats territorialhav, inom vilken kuststaten har
suverän rätt över naturresurserna, bl.a. när det gäller deras utnyttjande och skyddet för miljön. Får maximalt sträcka sig 200 sjömil ut från strandlinjen eller de yttersta skären.
Enskilt vatten: Vattenområde potentiellt tillhörande strandfastighet. Området sträcker sig som
mest ut till 3 m vattendjup eller 300 m från land.
Huminkerogen: Organiskt material som huvudsakligen är deriverat från primitiva mossors cellulosa, hemicellulosa och lignin.
Kaledoniska orogenesen: Bergskedjebildningsprocess då Kaledoniderna bildades genom att
den nordeuropeiska (Baltica) nordamerikanska (Laurentia) plattorna kolliderade för
ca 400 miljoner år sedan.
Kambrium: Kambrium är en geologisk period under den paleozoiska eran. Den började för
545 miljoner år sedan och slutade när ordovicium tog vid för 488 miljoner år sedan.
Kambrosilur: Används ofta som samlande benämning på perioderna kambrium, ordovicium
och silur.
Karbon: En geologisk period i den paleozoiska eran. Den började vid devons slut för 354 miljoner år sedan och slutade när perm tog vid för 290 miljoner år sedan.
Katagenes: Process som innebär att kerogen omvandlas till olja och gas genom ökat tryck och
temperatur i berggrunden.
Biogen gas: Gas (metan) som bildas av organismer (bakterier), som bryter ner det organiska materialet i sedimentär berggrund. Synonymt med sumpgas. Bildning av biogen gas sker på
små djup i sediment och berggrund utan någon större påverkan av tryck och temperatur.
Borrkax: Av borrkronan krossat bergmaterial som kommer upp till markytan vid borrning.
Provtagning och beskrivning av borrkax ger information om genomborrad berggrunds
uppbyggnad.
Kelly Bushing (KB): Drivanordning på borriggar för att kunna rotera borrsträngen. Placerad i
borrgolvet och används som referenspunkt för alla mätningar i borrhålet. På moderna riggar idag saknas en kelly bushing. Idag sker rotationen av borrsträngen vanligtvis från toppen av borrstängen s.k. ”top drive”. Då används borrgolvet som referenspunkt, dvs.”Drill
Floor (DF)” eller ”Rig Floor (RF)”, som är mer eller mindre synonymt med KB.
43 (46)
Kerogen: Fasta organiska ämnen i sedimentbergarter och sediment. Kerogen består av en blandning av delvis oidentifierade och ofta svavelhaltiga vax-, harts- och fettämnen. Kerogen är
inte lösligt i organiska lösningsmedel.
Konglomerat: Grovkornig sedimentär bergart till övervägande del bestående av bergartspartiklar med en storlek större än 2 mm i en finkornigare grundmassa.
Kontinentalsockelområde: Definierades som förlängningen under vatten av kuststatens landmassa och består av havsbotten och kontinentalsockelns underlag, kontinentalbranten och
kontinentalsluttningen.
Lagring: En strukturell uppbyggnad av sedimentär berggrund i olika lager, t.ex. sandsten och
lersten. Tjockleken på ett lager kan variera från 1 cm och uppåt.
Litostratigrafisk indelning: Indelning av berg- och jordlager i enheter baserat på deras urskiljbara egenskaper, ex. kornstorlek och mineralogi. Grundläggande enheter är grupp, formation, led och lager.
Metanhydrater: Metanhaltig is som är stabilt vid höga tryck och låga temperaturer. Stora förekomster bedöms förekomma i permafrostområden och i sediment i djuphavsområdena.
Mesozoikum: Geologisk era för 251–66 miljoner år sedan. Innefattar de geologiska perioderna
trias, jura och krita.
Moderbergart: Sedimentär bergart som innehåller tillräckligt med organiskt material, vilket
under inverkan av tryck och temperatur kan omvandlas till olja och gas.
Mogenhet: Ett mått på det organiska materialet i berggrunden förmåga att bilda olja och gas.
Anges med hjälp av vitrinitreflektansen (Ro). En vitrinitreflektans >0,5 % indikerar omogna bergarter som inte utsatts för tillräckligt höga temperaturer för att kunna bilda kolväten.
Mogna bergarter har en vitrinitreflektans mellan 0,5 och 2,0 % och har de bästa egenskaperna för bildning av kolväten. Med högre Ro-värden avtar förmågan att bilda kolväten på
grund av att berggrunden blivit överhettad, s.k. övermogna bergarter.
Märgel, märgelsten: Finkornig, hård (märgelsten) och mjuk (märgel) sedimentär bergart som
består av 35–65 % karbonatmineral samt resterande del av lermineral.
Nordtyska bassängen: Del av det Centraleuropeiska bassängområdet. Se förklaring under
Polska tråget.
Norsk-danska bassängen: Ett större sammanhängde bassängområde på den Fennoskandiska
plattans sydvästra kant. Sträcker sig från Nordsjön in över Danmark och sydvästligaste
delen av Skåne. Bildades under perm. Under mesozoikum bildades mäktiga lager med
sedimentär berggrund i den nersjunkande bassängen. Avgränsas i söder av en höjdrygg,
”Ringkøbing-Fyn High” och i nordöst av Tornquistzonen och den Fennoskandiska randzonen, inkluderande förkastningsavgränsade bergblock från Skagerrak ner genom Skåne.
Ordovicium: En geologisk period i den paleozoiska eran. Den började vid kambriums slut för
495 miljoner år sedan och slutade när silur tog vid för 443 miljoner år sedan.
Paleozoikum: En geologisk era som sträcker sig från 545–252 miljoner år sedan. Paleozoikum
delas in i perioderna kambrium, ordovicium, silur, devon, karbon och perm.
Pangea: Superkontinent för 300 till 180 miljoner år sedan och som inkluderade jordens då samlade landmassa. Bildades i övergången mellan karbon och perm då kontinenterna Gondwana och Laurussia kolliderade.
Perm: En geologisk period i den paleozoiska eran. Den började vid karbons slut för 290 miljoner
år sedan och slutade när trias tog vid för 248 miljoner år sedan.
Phytan: Komplext kolväte, C20H42. Halten phytan och pristan i råolja används för bl.a. särskiljning av oljans ursprung. Används som s.k. biomarkör på vilken typ av moderbergart som
oljan kommer från.
44 (46)
Polska tråget: Synonymt med namnen Polska bassängen och den Nordösttyska–polska bassängen.
Östlig del av ett större sammanhängande sedimentbassängsområde (Centraleuropeiska bassängen) som sträcker sig från södra Nordsjön över Tyskland till Polen. Bassängområdet bildas
under karbon–perm och under trias till äldre krita avlagrades stora sedimentpackar i bassängen till följd av termisk nersjunkning av bassängområdet. Under yngre krita höjdes området
p.g.a. att Alperna bildades då den afrikanska plattan kolliderade med den europeiska.
Prekambrium: Geologiskt tidsavsnitt som börjar med jordens bildning fram till då perioden
kambrium börjar.
Pristan: Komplext kolväte med formeln C19H40. Halten phytan och pristan i råolja används för
särskiljning av oljans ursprung. Används som s.k. biomarkör på vilken typ av moderbergart
som oljan kommer från.
Rastritesskiffer: Mörkgrå till svart lerskiffer från äldre silur. Namnet kommer från graptolitsläktet Rastrites.
Reservoarbergart: Bergart i vilken olja och gas ansamlats. Består vanligtvis av sandsten, kalksten eller dolomit med hög porositet och genomsläplighet (permeabilitet).
Rifting: Isärdragning av berggrunden och bildandet av förkastningsavgränsade sänkor med omgivande höjdområden. Ofta kopplad till vulkanism.
Sedimentbergart: Vanliga sedimentära bergarter är kalksten, sandsten och skiffer. Sedimentära
bergarter bildas vid jordytan på huvudsakligen tre sätt: Genom sedimentation eller avsättning av vittringsprodukter från andra bergarter vilket ger upphov till sandsten och skiffer.
Genom avlagring av biokemisk aktivitet vilket ger upphov till biogena sedimentära bergarter som kalksten och kol. Kemisk utfällning, t.ex. bildning av gips.
Seismik: Geofysik undersökningsmetod som registrerar alstrade elastiska vågors reflexion eller
refraktion (brytning) i berggrunden. Metoden ger information om berggrundens lagring
och strukturella uppbyggnad på djupet.
Seismogram: Grafisk presentation av seismiska mätningar som används för tolkning av berggrundens uppbyggnad.
Skifferolja: Olja som fås vid upphettning av skiffrar med hög halt kerogen.
Skiffergas: Termiskt bildad gas som sitter hårt bundet i mörka skiffrar. Bildad vid relativt höga
temperaturer och tryck i berggrunden.
3
Sm : Standardkubikmeter. Enhet som används för volymberäkningar av råolja med trycket
101,325 Kpa och en temperatur på 15 °C.
Stratigrafiska fällor: Olje- och gasfällor i berggrunden skapade av berggrundens förändring i
sammansättning och bildningssätt, ex. laterala eller vertikala kornstorleksförändringar,
­eller linsformade, eller kilformade sandstensreservoarer som ursprungligen bildas som kanaler eller flodarmar i ett delta eller som kustnära sandrevlar.
Strukturella fällor: Olje- och gasfällor skapade av tektoniska rörelser i berggrunden. Ofta i anslutning till förkastningar och veck.
Silur: En geologisk period i den paleozoiska eran. Den började vid ordoviciums slut för 443 miljoner år sedan och slutade när devon tog vid för 417 miljoner år sedan.
Tornquistzonen: Deformationszon i berggrunden som sträcker sig från Nordsjön mot sydöst
genom norra Jylland, Skåne, Polen till Svarta Havet. Den består av en 50–100 km bred zon
med stora förkastningar utmed den Fennoskandiska plattformens sydvästra kant.
Vitrinit: Vitrinit är ett glänsande, glasliknande material som har sitt ursprung i cellulosa och
lignin från växtceller. Vitrinit förändras med tryck och temperatur och kan därför användas för att mäta en bergarts mognadsgrad, dvs. vilket tryck och temperatur bergarten har
utsatts för.
45 (46)
Vitrinitreflektans (Ro): En indikator på vilken temperatur som vitriniten i berggrunden maximalt utsatts för. Bestäms då vitrinit har en förmåga att reflektera ljus som förändras med
temperaturpåverkan. Måttet används för att bedöma bergartens s.k. mogenhet som anger
förmågan att bilda olja och gas.
46 (46)
