Nordsjøens kildebergart av sen jura alder (Draupneformasjonen). Her eksponert på sørkysten av England der den er kjent som Kimmeridge Clay. Foto: Halfdan Carstens
Dette er saken
Per Arne Bjørkum fremsatte i fjor en ny teori som innebærer at de geokjemiske modellene som benyttes i leting etter olje og gass ikke er gyldige. På den måten sår han tvil om geologene har blitt ledet på rett vei av dagens petroleumsgeokjemikere på sin jakt etter olje.
Teorien bygger på gamle ideer for hvordan tungolje dannes i kildebergarten tidlig i begravningshistorien.
I mitt forrige innlegg om Bjørkums hypotese om at kildebergarter frigjør tungolje rundt 30 – 40 ºC tok jeg for meg dannelse og ekspulsjon.
Der mente jeg at det meste Bjørkum har skrevet rundt det, er lett å falsifisere.
Bjørkum har dog rett i en ting; nemlig at det er usannsynlig at tungoljer dannes generelt fra lettoljer via biodegradering. Men dette er ingen nyhet [1][2][3].
Her vil jeg fokusere på hva som er problemet med synet blant de fleste petroleumsgeokjemikere; at tungolje først og fremst er dannet via biodegradering av «normale» oljer.
Det første er de store feilene i beregningene som skal beskrive prosessen.
Det andre er det urealistiske konseptet om petroleumssystemene som ligger bak.
Det tredje er manglende fokus på massebalanse.
Det fjerde er at det ikke finnes relevante data fra reservoar som kan vise den opprinnelige sammensetningen, og derfor er det fritt frem for å bruke synsing i hva slags fluider som har strømmet inn i reservoaret.
Dannelse av tungolje via biodegradering av lettoljer og middels tunge oljer i reservoar
Først må det være klart at skillet mellom tunge, middels tunge og lettoljer er flytende med mange skalaer. Det vanlige er å bruke API-tetthet ved STP. Dette er ikke tettheten til oljen i reservoaret, men tettheten til oljen i lagertankene etter separering.
API-tetthet i grader er: APIº = 141,5/(STP tetthet). En olje med lagertank-tetthet som vann har APIº = 10.
Tettheten i reservoaret som vi burde forholde oss til, krever tilbakeberegning via GOR, gasstetthet og API-tetthet ved bruk av korrelasjoner, eller PVT på rekonstruerte oljesammensetninger ved å bringe tilbake den separerte gassen. I ingen av biodegraderingsberegningene utført [4][5] er virkelige tettheter beregnet.
Noen setter grensen mellom tung og midelstung olje ved API = 22,3º og lettolje til alt over 31.1º. Andre setter grensen fra tung til middels tung olje ved 20º og grensen til lettolje over 25º.
Bjørkum skriver i et innlegg at; «man har valgt å lene seg på noe man ikke har sett: bakterier» og «Biodegradering av reservoaroljer er derfor et eksempel på det man i vitenskapsteorien, noe jeg underviser i, omtaler som en ad hoc antagelse, dvs. at antagelser/postulater man tyr til for å berge en teori fra falsifisering.»
Dette er fri fantasi. Man har kjent til samfunn av mikroorganismer i oljer i lengre tid. Bastin [6] isolerte anaerobe bakterier fra reservoar så tidlig som 1926.
Farene for å ødelegge reservoarene med aerobiske prosesser når oksygenholdig vann ble introdusert var det de var mest opptatt av; de brydde seg lite om naturlig biodegradering som en del av petroleumssystemet.
Det har vært mye diskusjon om hva som skal til for å få mikroorganismene ut av en biostatisk tilstand, men at det faktisk skjer, viser analysene godt.
Så for å gjøre det klart; Biodegradering er helt vanlig i grunne reservoarer. Men det betyr ikke at dette er den generelle måten tungoljer dannes på. Det er mye mer sannsynlig at tungoljer i grunne biodegraderte reservoarer er biodegraderte tungoljer.
Tungoljer uten tegn til biodegradering er ikke uvanlige, og ofte nærme kildebergartene som i Liaohebassenget [7]. Udegraderte tungoljer finnes også i grunnere systemer hvor spesielt impermeable sedimenter isolerer reservoarområdene [1][2].
Biodegraderingsskala
Peters & Moldowan [8] har definert en biodegraderingsskala fra PM1 til PM10 fra lett til dramatisk degradering. Problemet er at den går kvalitativt på hydrokarbonsammensetninger og sier ingenting om hvor mye en olje er degradert. Det er derfor ett stort spenn, avhengig av de opprinnelige konsentrasjonene, som er ukjent.
Organisk geokjemi har alltid lidd av mangel på kvantitative elementer. Det har også vært overfokus på hydrokarboner det er lett å analysere med moderne GC-MS. Når så beregninger tilsynelatende viser at det er uproblematisk å lage tungolje fra lettoljer [4][5], blir troen på dette styrket.
Men [4][5] har ikke konstruert en geologisk relevant modell; modellen er også fysisk umulig og vi bør derfor riste av oss tankesettet bak og se på petroleumssystemet som helhet.
Tungoljer med unntak av Mariner, som er studert og i produksjon, er mangelvare på norsk sokkel. Norsk sokkel er derfor ikke en provins som egner seg til å studere fenomenet. Det er dog nokså spesielt når Dag Karlsen hevder at begrenset vertikal permeabilitet medfører at «gravitasjonskonstanten ikke er følbar» for fluidene. La oss håpe dette bare er en uheldig formulering.
Beregningene som har vært brukt til å fremme ideen om tungolje via biodegradering
Karlsen har helt rett når han sier at «sedimentære lag er av natur laterale mer enn vertikale». Det er riktig; men de beregninger og simuleringer [4][5] som brukes til å understøtte at tungoljer er biodegraderte normale oljer, ignorere dette faktum.
De observerer at tidsskalaen for diffusiv pertubering i en fluidkolonne er proporsjonal med kvadratet av lengdeskalaen. Men så ignorerer [4][5] at lengdeskalaen typisk er én størrelsesorden eller mer i de horisontale retningene relativt til høyden av reservoaret. De hevder likefullt de kan få meningsfulle resultat fra 1-D beregninger. Det vil jeg bestride [1][2].
Virkelige reservoarer er fundamentalt forskjellige fra det vertikale homogene røret som nyttes i beregningene og er en av hovedgrunnene til at de beregninger som har blitt utført for å studere tungoljedannelse via biodegradering [5] er så feilaktige og ikke må brukes i diskusjonen om tungoljedannelse.
[4] la frem tre metoder de mener kan brukes til å beregne biodegraderingshastigheter.
1) Anta en influks-hastighet og hvor lenge reservoaret har eksistert og anta at reservoaret ar homogent og degraderes homogent. Da mener forfatterne at de kan etablere en minimums hastighetskonstant for biodegraderingen. Dessverre mangler hovedparameteren; hva var den opprinnelige sammensetningen.
2) Bruk konsentrasjonsgradienter til å fastslå degraderingshastigheten. Tanken er 1-D og vurdert på en ukjent opprinnelig sammensetning.
3) Dette er hva de kaller numerisk modellering av in-reservoar biodegradering. Også en fullstendig 1-D metode.
Alle metodene bygger på forutsetningen at innkommende fluider har konstant sammensetning. I en realistisk 2D+ model vil en forandring av innkommende fluider umiddelbart rasere og omkonfigurere alt diffusjon (ordinær, trykk, Sorét) har vært istand til å gjøre med kolonnen via rask adveksjon. Dette er en annen grunn til at 1-D beregninger aldri kan si noe meningsfylt om reservoar prosesser.
Siden 3, i prinsippet har de samme fundamentale problemet som simuleringene i [5] vil jeg kun beskrive simuleringene for de.
Reservoarmodellen er vertikalt endimensjonal og homogen (eller et homogent rektangulært prisme). Detter medfører at man ignorerer at tidsskalaen for diffusjon lateralt vil være fullstendig forskjellig fra den vertikale tidsskalaen [1][2].
I 2-D vil tidsfaktoren og de resulterende konsentrasjonsprofiler være fullstendig annerledes enn fra 1-D rene diffusjonsberegninger. F.eks. demonstrere [1] at BP modellen for segregerte reservoar med kombinert trykk og ordinær diffusjon er umulig for Forties feltet fordi den ville kreve multi-kilometer skala diffusiv transport av tunge komponenter [1].
Den enkleste reelle mekanisme for dannelse av horisontalt segregerte reservoarer med betydelig tungolje i bunnen, er at innkommende fluider forandrer sammensetning. Hvor mye, vil avhenge av volumforholdet mellom reservoar og migrerende fluider og hvor stor del av modenhetsspekteret de innkommende fluidene representerer.
I både tolkningen av virkelige reservoar og i de endimensjonale numeriske beregningene fyller [5] alltid ny petroleum inn fra toppen av reservoaret/røret. Det kan skje, men det vanlige er at reservoarer fylles nedenfra og fra siden. Det er åpenbart en dramatisk forskjell i responsen til et reservoar som funksjoner av hvor de nye fluidene kommer inn.
[5] har valgt en metode hvor de er tvunget til denne forenklingen. Hvis det hypotetisk allerede er utviklet tungolje i bunnen av reservoaret, vil ny lettolje fra bunnen komme i direkte kontakt med tungoljen. Det som da mest sannsynlig vil skje, er asfaltutfelling og at oljen blir lettere og mer hydrokarbonrik.
De fleste studier av «tar mats» ser kun på ekstraherbart materiale og studerer ikke hvordan materialet er fordelt i porenettverkene. I mikroskopiske studier [1][2] av tungoljer i reservoarsandsteiner ser vi både en-fase og to-fase situasjoner. I to-fase situasjoner ser vi hvordan den tyngste fasen legger seg langs porekantene og den lettere oljen konsentreres i midten av porene [1][2].
Uansett om man fyller fra toppen, nedenfra eller fra siden, vil det typisk i virkelige reservoarer være større mengder petroleum lengre ned i reservoaret per høydeenhet enn i toppen. Hvis vi tar en horisontal «plugg» petroleum på X meter fra toppen av reservoaret og forflytter den nedover, så må den også spres lateralt utover og tynnes (gjerne til X/10) fordi reservoarvolumet er størst i bunnen. Et godt eksempel er figur 12 i studiet til [9]. Det er enkelt å se at selv sofistikerte 1-D beregninger vil være meningsløse.
Videre kan man ikke som [5] basere seg på ren ordinær (kun konsentrasjon) diffusjon fordi trykkforskjellene gjennom reservoaret krever at trykkdiffusjon (funksjon av partiell molekylær volumforandring) inkluderes.
Og til sist ignorerer gruppen at deres bruk av uavhengige diffusjonskonstanter ikke er meningsfulle når store mengder masse skal omfordeles; det er bare OK for sterkt fortynnede løsninger og ikke de sterkt konsentrerte løsningene i lette til tungoljer. Når et molekyl diffunderer, må omtrent samme masse med andre molekyler diffundere i motsatt retning (elementær transportteori [10]).
Vi får både en konsentrasjons- og en trykkrespons; og parametrene for de ulike molekylene er gjensidig avhengige [10] og vil forandres kontinuerlig mens sammensetningen i vært punkt forandres. Hvis nye fluider som kommer frem til reservoaret ikke har identisk tetthet til fluidene de kommer i kontakt med, vil adveksjon fullstendig dominere det som skjer i reservoaret [1][2] og diffusjon vil kun ha en liten modererende effekt.
Det er uklart hvordan modellen [5] er satt opp med hensyn på trykk. Åpenbart vil injeksjonen i toppen på røret, gi en trykkespons fordi kolonnen blir tykkere og bunnen presses nedover. Men hvor mye, avhenger av tettheten på oljen i røret. [5] oppgir faktisk ingenting om det. I stedet nevnes kun API-tettheter.
Men API-tettheter er tettheter fra lagertanker etter oljen er kjørt gjennom separatoren. Simuleringene grupperer metan sammen med resten av n-alkanene selv om metan har en mye større påvirkning på tetthet, trykk og trykkdiffusjon enn de andre n-alkanene. Det innebærer at molekyler med forskjellige diffusjonsegenskaper behandles likt.
Sammensetningen de setter opp med å klumpe sammen molekyl med forskjellige egenskaper, er slik at det faktisk er umulig å beregne tetthet; så dette blir bare påførte egenskaper. Den basale degraderingsfluksen ser ut til fra beskrivelsen også å være hardkodet, på samme måten som input-fluksen. Da velger man bare forutinntatte flukser på topp og bunn.
I realiteten kan ikke dette kalles en reell simulering; alt av betydning er hardkodet. Det er et element av ordinær diffusjon og vi får kolonner med gradienter. Men problemformuleringen er slik at man selvfølgelig får slike resultater. Ingen simulering er nødvendig for å se det. Forfatterne nytter en adveksjons-diffusjonsmodell. Men den eneste adveksjonen som skjer, er fra trykkresponsen fra injeksjonen av nye fluider i toppen av det endimensjonale røret.
Hele tiden påfører [5] et fluid med konstant sammensetning. Dette krever fra et geologisk synspunkt at reservoaret er lite i forhold til modenhetsintervallet til fluidene som har ankommet reservoaret.
Selv om det lett å demonstrere at beregningene til [4][5] er fundamentalt ukorrekte, så er det akkurat disse beregningene geokjemikere idag ofte refererer til med «at [5] demonstrerte hvordan biodegraderingen foregår. Det finnes ikke i dag noen meningsfulle beregninger som kan sannsynliggjøre den vanlige oppfatningen at tungoljer er dannet fra lettoljer via biodegradering.
Helt vanlige petroleumssystemer har geometrier, både forhold mellom kilde og reservoar og interne reservoargeometrier som medfører at det er gode forhold for å danne mekanisk stabile segregerte kolonner via adveksjon [2]. Biodegradering vil da bare forsterke disse i kalde reservoarer, men har mye mindre evne til å forandre reservoarfluidene fordi drivkreftene for ny diffusiv omfordeling er bortimot vekk allerede, og adveksjon trigget av diffusjon vil ikke initieres fordi kolonnene allerede er mekanisk stabile.
La oss gå til full bassengskala
Lartergruppen [4][5] viser til det vanlige bildet for oljer at de blir lettere og lettere ved økende dyp, fra reservoar til reservoar. Gjennom tidene har det blitt tolket både som resultat av videre sekundær cracking ved økende temperaturer eller som resultat av biodegradering.
Vi vet i dag at stabiliteten til olje er større enn det som kreves hvis mønsteret dreide seg om sekundær cracking. Derfor konkluderer de fleste geokjemikere at mønsteret skyldes biodegradering i de grunnere områdene.
Men mønsteret er også tilstede i dypere og varmere områder uten biodegradering. Det er mindre i de dypere områdene, men her er asfalt + nso redusert med mindre muligheter for større tetthetsvariasjoner.
«Occam’s razor» er et godt prinsipp. Velg den enkleste av mulige teorier (men forkast de umulige). Vi vet at kildebergarter danner først tyngre oljer og videre lettere og lettere fluider. Dette i seg selv kan forklare mønsteret. Ingen sekundær cracking eller biodegradering er nødvendig.
Dette ignoreres av [4][5]. Man overser «solid bitumen» vi observerer langs migrasjonsveier. Disse oppstod ikke spontant av seg selv. Det viser at oljen som kom ut av kilden var tyngre enn det som normalt antas. Det det også viser er at petroleum har ligget på metningstrykket av denne bitumenen (i oljen) og derfor feller ut denne tunge væsken (anriket på «asfaltener»).
Når dette skjer får vi den «normale» oljen som resultat.
Men hvis vi kan holde «asfalt; les tung væske med høyt asfaltinnhold» metningstrykket nede (som vi kan [1][2]) vil disse mye tyngre oljene ankomme reservoarene først (fordi de tyngste frigjøres fra kilden først).
Ettersom lettere fluider ankommer reservoaret, enten fra bunnen eller andre steder, vil adveksjon (superrask prosess i forhold til diffusjon) sette opp en mekanisk stabil tetthetsgradient i reservoaret. Det reflekterer hvordan dannet petroleum blir progressivt lettere; den eldste tyngste oljen vil fortrenges nedover, og når reservoaret er fullt; mot spillpunktet. Dette er en ekstremt rask og effektiv prosess i forhold til diffusjon. Litt diffusive omfordeling vil skje og den vil stort sett forsterke segregeringen.
Fordi molekylene som har størst innflytelse på metningstrykk er de samme som har enten spesielt høyt partielt volum (les de minste hydrokarbonene) eller spesielt lavt partielt volum (les komplekse NSO og «asfaltener»), vil trykkdiffusjon spesielt omfordele disse med en stor reduksjon i metningstrykk i den nedre oljekolonnen som resultat.
At vi kan se på det så enkelt, er understøttet av hvor gode PVT-korrelasjoner er. Disse korrelerer PVT via kun lagertank API-tetthet, GOR (Gas Oil Ratio) og gasstetthet.
Særlig hydrokarboner i den tyngste oljen vil bli biodegradert (den ligger alltid mot olje-vann-kontakten), men hvis vi bruker de vanlige biodegraderingsindikatorene så vil bildet se mye mer dramatisk ut enn det virkelig er.
Desto tyngre oljen er opprinnelig, desto mer dramatisk vil biodegraderingsindikatorene slå inn. Oljer som spilles vil ha det laveste metningstrykk både med hensyn på gass og med hensyn på «asfalt»-utfelling.
Effekten av trykkdiffusjon i reservoaret er todelt. For det første vil molekyler med høyest molekylær oppdrift ha en tendens til å vandre oppover i kolonnen mens de med minst oppdrift vil vandre nedover.
Under utspilling har vi lagt igjen mye av de molekylene som kunne øket metningstrykket. Hvis det er nok metan i systemet, vil vi få en separat gasskolonne som også vil inneholde metan som opprinnelig ble frigjort fra kilden i tungolje. I tillegg, som man kan se fra PVT, vil prosessen jevne ut sammensetningene. Dette medfører en ytterlig senking av metningstrykket.
Jeg påstår på ingen måte at biodegradering ikke gjør oljer tyngre. Jeg påpeker bare at man ikke vet sammensetningen på oljen før biodegraderingen slo inn.
Siden tungoljer uten tegn til biodegradering er vanlige, så er det fullt mulig at de ultratunge oljene vi ofte ser i grunne reservoarer f.eks. i Western Canadian Basin (WCB) er biodegraderte tungoljer.
Dette vil fjerne massebalanseproblemet som er påpekt tidligere [3] og Bjørkum sitt argument angående det høye uraninnholdet som ofte er observert får en forklaring. (Vi kunne argumentert likedan med andre metaller.)
Det er fullstendig feil som Dag Karlsen skriver at vi kan bortforklare dette med at metaller hovedsakelig sitter i tungfraksjonene (og særlig i «asfaltener» men også i «resiner»). Men det er den totale mengde metaller i oljen før degradering som teller, helt uavhengig av i hvilke molekyler som bærer metallene.
Selv om Karlsen mener dette er uforståelig, er det uunngåelig. Hvis vi fjerner 50 prosent av oljen, via kun molekyler som ikke bærer metaller, får vi en dobbel konsentrasjon av metallbærerne. Tungoljer har variable mengder resiner og asfaltener. Athabasca fra 17 – 24 prosent asfaltener og 25 – 30 prosent resiner. Resiners stabiliserende effekt på asfaltener og basers generelle påvirkning av asfaltener er et komplekst problem vi dessverre må overlate til spesialistlitteraturen.
I WCB er det en god trend, ved høyere temperaturer mot vest (fra Athabasca til Peace River og videre vestover) med stadig minskende biodegradering og lettere oljer. Tar vi vekk biodegradering kunne vi forvente et lignende mønster, ganske enkelt fordi kildebergartene frigjør lettere fluider ved høyere temperaturer.
Påfører vi biodegradering på toppen av dette får vi dagens mønster. Hvis vi er villige til å ta hensyn til dette velkjente prinsippet så forsvinner massebalanseproblemet. Fenomenet som mange geokjemikere ikke vil ta inn over seg, er hvor fraksjonerte de lette oljene som oftest studeres faktisk kan være.
Det er vanskelig å kvantifisere hvor mye «solid bitumen» som finnes i migrasjonsveiene i et petroleumssystem, men spør du organiske petrologer som leter etter bitumen for modenhetsmålinger vil de gi store tall. Og observerte migrasjonsveier i blotninger kan være fullpakket med bitumen.
Motviljen mot dette synet er historisk. Man (inkludert oss) har trodd man har forstått hvorfor kildebergartsekstrakter er så mye tyngre enn «normale» oljer. Men da har man/vi ignorert mengdene bitumen som ligger igjen i migrasjonsområdene. Man skal ikke forandre solubilitetsparametre mye (innenfor det rimelige) for organisk absorpsjon, før vi vil beregne at kildebergartene frigjør mye tynge oljer enn man har trodd til nå.
Ser man på intrusjoner av store mengder tungolje i kilometerlange ganger fra tidlig modne kildebergarter, så må alle moderere de vanlige modellene for hva kildebergarter frigjør. Ofte hører jeg at «dette ikke er tungolje, men bitumen». Hvis noen vil diskutere denne «navngivningen», skal jeg stille opp for det.
Sammendrag og konklusjon
Hvis vår modell [1][2] for forholdet mellom «lette» og «tunge» oljer er korrekt, vil vi forvente at petroleumssystemer med store laterale migrasjonsruter og mye fill and spill, vil være der man ser de største mengdene tungoljer i grunne områder. Det er akkurat det man ser.
Langdistanse lavvinklet transport per se har ingen betydelig stabiliserende effekt på migrerende fluider. Vannvasking kan i prinsippet være mer effektiv ved lengre migrasjonsruter og derfor fjerne mer av destabiliserende metan, men det er neppe spesielt effektivt.
Det som trengs er noe som holder tilbake så mye som mulig av de lette destabiliserende molekylene (særlig metan; f.eks. i gasskapper), samt å jevne ut sammensetningene. Dette vet vi fra PVT-modellering er nøkkelen [1][2]. Og det er særlig fill and spill som kan gjøre dette hvor reservoarfluidene omveltes med en kombinasjon av adveksjon og trykkdiffusjon.
Forlandsbasseng som i Venezuela (Orinoco) eller WCB har enorme mengder tungolje og oljesand. Begge grunne systemer er klart biodegradert, men i begge tilfeller finnes det ikke kildebergarter som kunne danne nok normal olje hvis forekomstene hovedsakelig representerte residuer etter biodegradering [3].
I WCB vil 50 prosent degradering kreve minst en ekstra billion (tusen milliarder) fat olje i et området vi allerede sliter med å finne nok kilde for det som er. Desto tyngre den opprinnelige oljen var desto mindre er problemet. Hvis vi ser på metaller, slik Bjørkum gjør, blir problemet med dagens rene biodegraderingsmodell mye mer ekstremt.
Vi har mindre kontroll over La Luna i Venezuela, men i min tid da vi så på tilgjengelige data var det underskudd på kjent genereringskapasitet. Biodegraderingsmodellen gjør problemet dramatisk verre.
I Orinoco har vi tungoljer som er stabile selv med betydelig oppløst gass (biogen). En kraftig prosess må ha jevnet ut den molekylære fordelingen slik at vi ikke ender opp med en «asfalt»-plugg. Oljene her under produksjon (ikke uvanlig i andre tungoljefelt) produserer en blanding av olje med gassbobler hvor blandingen oppfører seg som en enkelt fysisk fase; foamy oil.
I WCB er det hovedsakelig Nordegg/Gordondale og muligens Exshaw som kan ha dannet de mengdene vi ser. Men hvis tungoljene representerer et residu etter biodegradering, finnes det ingen kjente kilder som kan ha generert i nærheten av det som trengs.
Proponentene for tungolje via biodegradering av lette oljer må innse at det er et enormt massebalanseproblem som har vært ignorert. De må også innse at dagens beregninger som er utført [4][5] er fundamentalt feilaktige.
Den beste modellen for grunne tungoljer, som kommer utenom problemene beskrevet, er at de representerer biodegraderte tungoljer.
JOHAN K MICHELSEN
Michelsen er pensjonert petroleumsgeolog/petroleumsgeokjemiker. Han har erfaring som forsker ved UiB, Rogalandsforskning og Equinor i Norge og erfaring fra Amocos tidligere forskningssenter for leting og produksjon i Tulsa, USA.
Referanser
[1] Khavari Khorasani, G., Dolson, J. and Michelsen, J.K. (1998a). The factors controlling the abundance and migration of heavy versus light oils, as constrained by data from Gulf of Suez. Part I. The effect of expelled petroleum composition, PVT properties and petroleum system geometry. Organic Geochemistry 29, No. 1-3, 255-282.
[2] Khavari Khorasani, G., Michelsen, J.K. and Dolson, J. (1998b). The factors controlling the abundance and migration of heavy versus light oils, as constrained by data from Gulf of Suez. Part II. The significance of reservoir mass transport processes. Organic Geochemistry. 29, No. 1-3, 283-300.
[3] Michelsen, J.K. & Khavari-Khorasani, G. 2019. The mass-transport processes of petroleum in sedimentary basins Abstract 33rd Geological Winter meeting. Page 61.
[4] Larter, S, Wilhelms A, Koopmans, I.H.M, Aplin, A., Di Primo, R, Zwach., Erdmann, M., & Telnaes, N. 2003, The controls on the composition of biodegraded oils in the deep subsurface—part 1: biodegradation rates in petroleum reservoirs. Organic Geochemistry Volume 34, Issue 4, April 2003, Pages 601-613
[5] Larter, S, Wilhelms A, Koopmans, I.H.M, Aplin, A., Di Primo, R, Zwach., Erdmann, M., & Telnaes, N. 2006. The controls on the composition of biodegraded oils in the deep subsurface: Part II— Geological controls on subsurface biodegradation fluxes and constraints on reservoir-fluid property prediction AAPG Bulletin, v. 90, no. 6 (June 2006), pp. 921–938
[6] Bastin, E., 1926. Microorganisms in oilfields. Science 63, 21–24.
[7] Chenglong Ma*, Changhao Hu, Xingzhou Liu, Yugang Li, Jie Cui, Ying Wu, Jianhong Huang, and Shuming Li, 2022. Characterization and Origin Analysis of Heavy Oil in the Western Sag of the Liaohe Basin. American Chemical Society, ACS Omega 2022,7,28985-28993.
[8] Peters, K.E., Moldowan, J.M., 1993. The Biomarker Guide. Prentice Hall, New York, 363 pp.
[9] Jiang Kaixi, He Wenxiang Xiang Nian, ·Peng Li, Han Changchun, Guo Qingzheng. 2015. The controls on the composition of biodegraded oils in the Liuhua11-1 Oilfield, Pearl River Mouth Basin, South China Sea. Chin. J. Geochem. (2015) 34(3):320–329
[10] Bird, R.B, Stewart, W.E., & Lightfoot, E.N, 1960. Transport Phenomena. 780 pages, John Wiley & Sons, New York, London.
