Onsdag 29.3.2017 - Uke 13

logo

Samarbeidspartnere

Øyvind Sylta i konsulentselskapet Migris AS kom i mai med en uformell spådom om funn i to brønner som ble boret i Nordsjøen. Lave volum til tross, teknisk sett ble det fulltreffer.


530x399 illustrasjon migrisFiguren viser simuleringer av migrasjon av hydrokarboner i bergarter av midtre jura alder i Nordsjøen. Grønne områder viser høyest sannsynlighet for at olje eller gass har passert. Illustrasjon: Migris AS

- Resultatene er på linje med hva modellen forutsa, forteller Øyvind Sylta, administrerende direktør i Migris AS.

170 SyltaUnder konferansen NCS Exploration – Recent Discoveries 2016 på Scandic Fornebu 11. mai kom Øyvind Sylta i Migris AS med en uformell spådom på de to brønnene Vikafjell N/Robbins og Askja South East som ble boret i Nordsjøen.

Modellen varslet at sannsynligheten for å påtreffe olje var svært høy.

Øyvind Sylta er administrerende direktør i Migris AS. Her fra konferansen NCS Exploration – Recent Discoveries 2016. Foto: Ronny Setså

Boringen av Vikafjell N ble avsluttet 23. mai, og det ble gjort et ubetydelig oljefunn.

30. mai kom meldingen om at en oljekolonne på 37 meter var påtruffet i Askja South East.

Teknisk sett ble det dermed gjort to oljefunn, slik Sylta hadde spådd.

Det var høye «flow risk»-tall som lå bak disse spådommene.

Migris AS simulerer hvordan olje og gass migrerer fra kildebergarter til feller.

Ved å kjøre simuleringene tusenvis av ganger, med små variasjoner i de geologiske forutsetningene for hver kjøring, dannes det et kart som viser hvor det er mest sannsynlig at hydrokarbonene har migrert og hvor de har blitt akkumulert.

Disse modelleringene koker ned til «flow risk» - sannsynligheten for at hydrokarbonene har strømmet til det aktuelle området. For Vikafjell N og Askja South East var «flow risk»-tallene henholdsvis 97 og 95 prosent.

Kan modellene forutsi volumer?

Men klarer modellene å skille mellom tekniske funn og kommersielle forekomster?

- «Flowrisk»- og «Phaserisk»-parameterne som vi benytter for slike spådommer er ikke designet for å estimere volumer, og kan dermed ikke skille mellom tekniske og kommersielle funn, sier Sylta.

Sylta påpeker samtidig at ved å kombinere oljeselskapenes interne kunnskap til strukturene i et prospekt med modellene, kan det gjøres stokastiske forutsigelser av olje- og gasskolonner og dermed volumer.

- Det er optimalt å kombinere regionale stokastiske simuleringer med lokale prospektmodelleringer. Vi har stor tro på en slik tilnærming i Barentshavet, avslutter Øyvind Sylta.

Samarbeidspartnere

Nyhetsbrev

195x248 Banner

200 ledige stillingerb

200 Tips oss

200 Fortell om din forskning

 

 Ukens PhD comics

12


Redaktør: Denne e-postadressen er beskyttet mot programmer som samler e-postadresser. Du må aktivere javaskript for å kunne se den.å

Om: Info om Geoforskning.no

Annonsere: Informasjon og priser

Kontakt: Kontaktinformasjon Tips oss

Webløsning ©2013-15 av Web Norge. Skjerm: