Bedömning av olja och gas i berggrunden inom svenskt marint territorium och ekonomisk zon, främst Östersjön en översikt

Transkript

1 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 augusti 2014 SGU-rapport 2014:26

2 Omslagsbild: Oljepump i Risugns, norra Gotland. Foto: M. Erlström. Sveriges geologiska undersökning Box 670, Uppsala tel: fax: e-post: sgu@sgu.se

3 INNEHÅLL Sammanfattande bedömning... 4 English summary... 7 Inledning... 9 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 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 Verksamhet i polsk, rysk, litauisk och lettisk sektor Polen Ryssland (Kaliningrad) Litauen Lettland Ekonomisk bedömning av råoljans värde Mått Värde Pågående oljeutvinning i Östersjön Hur kan utvinning av ett fynd i Södra Östersjön gå till? Miljöpåverkan i samband med borrning Okonventionella kolväten Koldioxidlagring och oljeutvinning (EHR) Referenser Appendix Ordlista (46)

4 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. Dalders strukturen). 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 Borrhål (OPAB) Gotland BO12 B3 Beteckning för oljeoch gasfält i Polen Oljefält i produktion Yoldia Öland B-10 B-7 B4 B6 B-5 B3 B-9 Lebahöjdryggen B-3/3A B-6 B8 BO20 Dalders B11 BO13 BO21 Liepajasänkan Liepaja-Saldushöjdryggen Gasfält Primärt område som bedöms prospekteringsintressant och där det finns förutsättningar för olje- eller gasfällor av exploaterbar storlek Sekundärt område med möjligheter till förekomst av olje- och gasfällor, sannolikt dock inte av exploaterbar storlek Figur 1. Bedömda primära och sekundära prospekteringsintressanta områden för olja och gas i svensk del av södra Östersjön. 4 (46)

5 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 Lebahöjdryggen 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 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 Leba höjdryggen 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 miljarder SEK för produktionen ur den svenska delen av strukturen, dvs miljoner Sm 3 olja (standardkubikmeter). Investeringarna för produktion skulle kräva en ekonomisk insats av miljarder SEK. Vidare bedöms att arbetstillfällen motsvarande totalt 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 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 Sm 3 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)

6 Förutom den kambriska sandstenen finns det framför allt på Gotland och i centrala Östersjön öster om Gotland ordovicisk revkalksten i form av s.k. moundstrukturer, som utgör reservoarbergart för olja. På Gotland har under perioden ca m 3 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 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)

7 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, Katte gat 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 Faludden 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 million Sm 3 7 (46)

8 oil with an estimated economic value of billion SEK. Furthermore, they estimated that the exploitation would require investments of billion SEK and a work effort amounting to approximately 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 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 Sm 3 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 m 3 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 CO 2, 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 CO 2. 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 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)

9 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 före komst 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 reser voar bergarter. 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 sydvästra 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 Borrhålen nådde som mest till 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 sedi mentär 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)

10 2 1 Områden med sedimentär berggrund 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 km 10 (46) Figur 2. Förekomst av sedimentär berggrund i Sverige (efter Erlström m.fl. 2011).

11 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 Katte gatt 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 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 Totalt producerade de båda operatörerna ca m 3 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 % 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 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 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 mäk- 11 (46)

12 Beviljade undersökningstillstånd Fårösund Ansökta undersökningstillstånd 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 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. Geo fysiska 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 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 österut 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)

13 Land Territorialgräns Den sedimentära berggrundens mäktighet i meter GOTLAND ESTLAND SVERIGE ÖLAND BALTISKA BASSÄNGEN Lebahöjdryggen Liepaja-Saldushöjdryggen Gdansk- Kurasänkan Liepajasänkan LETTLAND LITAUEN POLEN RYSSLAND 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 mikroorganismer och oxidation. Under syrefattiga förhållanden, som råder t.ex. i finkorniga mörka sediment, 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 kol väten (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 kol vätekedjor 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)

14 Land Marin gräns 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 Prekambriskt urberg A ESTLAND SVERIGE C LETTLAND LITAUEN B POLEN D RYSSLAND 200 km m 1000 A Sverige Gotland Liepaja-Saldushöjdryggen Litauen B (kilometer) m 1000 C Sverige Öland Kaliningrad D (kilometer) 400 Figur 5. Översiktlig karta med tvärsnitten A B och C D som visar berggrundens uppbyggnad i Östersjöområdet. 14 (46)

15 Förkastning Strukturella fällor i kambriska sandstenslager som ev. kan innehålla kolväten B-10 Borrhål (OPAB) 0 m Gotland BO12 B3 Beteckning för oljeoch gasfält i Polen Oljefält i produktion 30 m Yoldia 25 m Öland 20 m 10 m 5 m B-10 B-7 B4 B6 B-5 B3 B-9 Lebahöjdryggen B-3/3A B-6 B8 BO20 Dalders B11 BO13 BO21 Liepajasänkan Liepaja-Saldushöjdryggen 20 m Gasfält 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, moderbergarternas mogenhet samt alunskifferns mäktighet. Djup Temperatur, C Bildning av biogen gas Vitrinitreflektans Metan, koldioxid, svavelväte ca 2 km Ro=0,5 Tjock råolja, rik på komplexa kolväteföreningar, t.ex. asfaltener 150 ca 120 ca 150 Oljebildning ( oil window ) Katagenes Tunn råolja, hög andel raka mättade kolväten (parafiner), t.ex. bensin Naturgaskondensat (etan, propan, butan, råbensin) wet gas ca 4 6 km 160 Ro=2,0 200 Bildning av naturgas ( gas window ) Naturgas (metan, etan, propan, butan) dry gas 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)

16 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 0 Kambrium Prekambrium Ordovicium Silur Devon Karbon Perm Trias Jura Krita Paleogen Neogen 1 A ca 60 Centrala delen av den Batiska Bassängen, Svenskt område Djup, km Karbonsk berggrund 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) oil window gas window Södra delen av den Baltiska Bassängen, Polskt område B Prekambriskt urberg ca Miljoner år C 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. D E 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)

17 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 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 Dictyonema skiffern 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/dm 3. Den karaktäriseras också av låg till medelhög halt av asfalt (0 4,7 %) och låga till mycket låga svavelhalter (0,04 0,44 %). Råoljeinnehållet är högt, %. Oljan innehåller % 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)

18 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 % och bedöms vara den bästa reservoaren av de kambriska sandstensenheterna. Söder och sydväst om Gotland påträffas sandstenen på 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 ) 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 , 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, Litostratigrafi Öland Norra Gotland Södra Gotland B-9 Litauen Polen Undre kambrium Mellersta kambrium Borgholmformationen File Haidarformationen Äleklintaledet Faluddensandsten (Faluddenledet) Bårstadledet Mossbergaledet Grötlingboledet Närsandsten Närskiffer Viklausandsten (Viklauledet) m 44 m 7 32 m m 5 57 m 40 m 5 m 20 m 30 m 10 m 50 m 10 m 55 m 15 m 5 m 25 m 25 m 50 m 48 m 100 m 52 m 36 m 9+ m Deimenaformationen Tebraformationen Ventavaformationen Sandsten Lersten, slamsten och siltsten Figur 9. Litostratigrafisk indelning och mäktigheter för olika kambriska bergrundsavsnitt i södra Östersjön. 18 (46)

19 Förkastning Strukturella fällor i kambriska sandstenslager som ev. kan innehålla kolväten B-10 Borrhål (OPAB) 0 m Gotland BO12 B3 Beteckning för oljeoch gasfält i Polen Oljefält i produktion 5 m BO20 B11 BO13 BO21 20 m Gasfält Alunskifferformationens mäktighet i meter Öland 20 m 10 m B-10 B-5 B-3/3A B-6 Liepajasänkan Mäktighet på mellankambrium och alunskiffern 20 m 125 m 250 m 30 m Yoldia 25 m B-7 B4 B6 B3 B-9 Lebahöjdryggen B8 Dalders Liepaja-Saldushöjdryggen 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 Borrhål (OPAB) Gotland BO12 B3 Beteckning för oljeoch gasfält i Polen Oljefält i produktion BO20 BO13 BO21 Gasfält Mäktighet på undre kambrium Öland B-10 B-5 B-3/3A B-6 B11 Liepajasänkan m Yoldia B-7 B4 B6 B3 B-9 Lebahöjdryggen B8 Dalders Liepaja-Saldushöjdryggen Figur 11. Översiktlig karta som visar mäktigheten på undre kambrium, inkluderande bl.a. Viklau- och Närsandsten, inom svenskt område. 19 (46)

20 0 Kambriums överyta Djupkarta, ekividistans 50 m (RT Gon V) 100 Djup i meter Förkastning Marin gräns Borrhål Djup i meter under havsytan GOTSKA SANDÖN BÖDA HAMN GRÖTLINGBO B B B B SEGERSTAD KVINNSGRÖTA 400 B B B 5 B 3A B 3 B B YOLDIA km 1700 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)

21 SV Seismisk profil: MS A NO 100 TWT (ms) Risungs-2 Risungs-1 Risungs-3 Silur Djup i meter under havsytans nivå kambrium ordovicium 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)

22 Indikerade förekomster av ordoviciska rev ( mounds ) Indikerad förekomst av ordoviciska rev Marin gräns GOTSKA SANDÖN Borrhål 30 km B0 12 BÖDA HAMN GRÖTLINGBO 2 B0 13 B0 21 B 11 SEGERSTAD KVINNSGRÖTA B 10 B 5 B 3A B 3 B 6 B 7 B 9 YOLDIA Figur 14. Indikerade förekomster av ordoviciska rev från seismiska mätningar till havs. 22 (46)

23 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 = under kambrisk Närsandsten, Mound = ordoviciska revliknande bildningar. Observationer av olja eller gas Alun skiffer Silur, skiffer Ordovicium, mound Ordovicium, kalksten, lersten Kambrium, sandsten Borrhål Mål Resultat Gas Gas Olja Gas Olja Gas Olja Gas Olja B-3 Mound Inget mound B-3A Mound Inget mound B-5 Mound Inget mound B-6 Siluriskt rev* Inget rev B-7 Faludden När Faludden, När B-9 Faludden, sluten struktur Bra reservoar B-10 Faludden, mound, i sluten struktur Inget mound, Faludden , B-11 Faludden När, i sluten struktur Faludden När BO-12 Mound Mound BO-13 Mound Mound BO-20 Mound Mound BO-21 Mound Mound Yoldia-1 Faludden När, i sluten struktur , Bedömning: 1 = Spår <500 ppm C1, 2 = Tydlig förekomst >500 ppm C1, 3= ev. kommersiell fyndighet > ppm C1. 23 (46)

24 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 m 3 ) 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 km 2. På södra Gotland har reven en areal som uppskattningsvis varierar mellan 0,03 och 0,06 km 2. 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 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)