Olje i gamle huler gir nye utfordringer

Sammenraste huleganger er en ny type reservoar i Barentshavet som kan romme svært store mengder olje og gass. 


Av Andreas R. Graven

Kollapset og innfyllt hulrom i kalkstein (i rødt) fra Wordiekammen på Svalbard. Lignende strukturer kan finnes i petroleumsreservoarer i Barentshavet. (Foto: Jan Tveranger, Uni Research CIPR)

 

- Slike komplekse system stiller ekstra høye krav til reservoarkarakterisering, sier forsker Jan Tveranger.

I 2013 og 2014 gjorde den norske delen av oljeselskapet Lundin Petroleum funn av store mengder olje og gass i prospektene Gohta og Alta på Loppahøyden, nord for Snøhvitfeltet.

Dette er en type oljereservoar som representerer noe nytt på norsk sokkel:  kalkstein- og gipsformasjoner med spor etter omfattende oppløsning og huledannelse (også kalt «karst») og senere innfylling og kollaps.

- Slike «paleo-karstreservoarer» er spennende, men betydelig vanskeligere å karakterisere enn reservoarene vi er kjent med fra andre steder på norsk sokkel. Dannelsesprosessen gjør at kontrastene i porøsitet og gjennonstrømningsevne kan være ekstremt store over korte avstander, sier forsker Jan Tveranger i Uni Research CIPR.
 

Jan Tveranger, Uni Research CIPR.

Uni Research CIPR driver anvendt forskning på økt oljeutvinning, og på sikker lagring av CO2.

- Det er også vanskelig å forutsi hvordan reservoaregenskapene fordeler seg romlig, noe som er en forutsetning for vellykket plassering av brønner og produksjonsplanlegging, fortsetter Tveranger.

En forutsetning for vellykket utbygging

Tveranger mener at en detaljert reservoarforståelse er en forutsetning for en vellykket utbygging i denne reservoartypen.

- Forutsigbarhet i reservoaroppførsel er med på å sikre høy utvinningsgrad gjennom færrest mulige brønner. Dette reduserer både byggingskostnader og risiko for utbygger.  Det har også en samfunnsøkonomisk betydning at vi sikrer maksimal utnyttelse av reservoarene som bygges ut: Færre felt med færre brønner og lengre levetid gir også en miljøgevinst, sier Tveranger.

Så langt virker størrelsen på Alta-prospektet lovende. Boring foretatt med riggen Island Innovator høsten 2015 viser ifølge offshore.no et ressursanslag for funnet Alta på mellom 14 og 50 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje og mellom 5 og 17 milliarder Smutvinnbar gass.

Lundin fortsetter sine vurderinger av Alta-funnet. To nye avgrensingsbrønner er planlagt på Alta i 2016.

- Naboprospektene på Loppahøyden, Lakselv, Børselv og Neiden vil kanskje oppvise lignende reservoarbergarter? En utforskningsbrønn på sistnevnte er underveis, sier Tveranger. 

Unik kombinasjon

Uvanlige reservoarer krever ofte uvanlige tilnærminger.

Tveranger forteller at CIPR, og avdelingens samarbeidspartnere - geologisk institutt ved Universitetet i Bergen (UiB) og NORSAR – kan skilte med en unik kombinasjon av kompetanse for å håndtere reservoarer av denne typen:

Norges fremste forskningsmiljø innen karstprosesser, omfattende erfaring med reservoarmodellering og tilgang på nye verktøy for seismisk fremovermodellering.
 

Kollapset hulegang nær Fortet i Billefjorden, Svalbard. (Foto: J. Tveranger)


- Enkelt forklart tar vi utgangspunkt i hvordan ulike karstsystemer ser ut før de blir begravet. Dette er tett knyttet opp mot hvordan kalksteinen er bygget opp samt lokal tektonikk og klimaforhold. Kjennskap til prosessene som virker under senere innfylling, kollaps og begraving av systemet kan så brukes til å forutsi egenskapsfordelinger i undergrunnen, sier Tveranger. 

Målrettet jobbing over mange år

Uni Research CIPR er blant de få forskningsinstitusjoner i Norge som har jobbet målrettet med denne typen reservoarer i en årrekke blant annet gjennom feltstudier i Texas, Wyoming og i Billefjorden.

- Forskere og studenter tilknyttet CIPR har helt siden 2008 bygget modeller og studert reservoaroppførsel basert på data fra disse lokalitetene, fortsetter han.

Funnene sør i Barentshavet har blitt beskrevet som et mulig vendepunkt for videre utbygging av oljevirksomhet i Barentshavet.

Siden da har oljeprisen stupt, og oljeselskapene trenger mer enn noen gang gode vitenskapelige karakteriseringer av reservoarer, for å kunne gjøre gode vurderinger av lønnsomheten i oljevirksomhet i nord.

Faglig nærhet til UiB

En av Norges fremste eksperter på karstgeologi, UiB-professor Stein-Erik Lauritzen, medvirker i prosjektet.

- Samarbeidet UiB er et viktig aspekt. Sammenhengen mellom moderne karst og paleokarstreservoarer er velkjent, men fagfeltene har tradisjonelt liten eller ingen kontaktflate, sier Tveranger. 
 

Sandsteinsreservoarer er enklere å karakterisere. Jan Tveranger på feltarbeid i Utah. (Fot: Kim Senger)
 


- Nærheten Uni Research CIPR har til UiB har imidlertid gjort det mulig å sette sammen utradisjonelle tverrfaglige team på en målrettet måte for å løse spesielle forskningsutfordringer. Håndtering av paleokarstreservoarer er et godt eksempel på dette, påpeker Tveranger.

Seismisk framovermodellering

Seismisk tolking av disse reservoarene kan være svært vanskelig, ettersom prosessene som danner dem gir opphav til geometrisk komplekse strukturer og store variasjoner i petrofysiske egenskaper.

Det kan være svært vanskelig å identifisere disse strukturene dersom man ikke vet hvordan de vil se ut i seismikken.

Her kan seismisk framovermodellering av modellerte strukturer fra kjente paleokarstreservoar være til hjelp.

-Våre samarbeidspartnere hos NORSAR har utviklet et verktøy som gjør det mulig å utføre seismisk framovermodellering av reservoarmodellene vi bygger, dette vil gjøre det mulig å identifisere hvordan ulike strukturer vil kunne se ut i seismiske data og dermed gi tolkerne en idé om hva man skal se etter, sier Tveranger. 


21. januar 2016 08:23

cp: 2017-03-23 08:17:11