Bjørkum med ny forvirring om bakterier og tungoljesammensetning

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.

Les mer om teorien her

Johan Michelsen, pensjonert petroleumsgeolog/petroleumsgeokjemiker, har gjennom to innlegg på geoforskning.no i september forklart hvorfor han mener at Bjørkums teori ikke holder vann:

Geoforskning.no: Teori basert på avkreftede påstander

Geoforskning.no: Oppklaring om dannelse av tungolje

Bjørkum svarte Michelsen i dette innlegget, deretter kom Michelsen med et svar tilbake.

Bjørkum skrev så innlegget Michelsen lader raskt og skyter fra hoften.

Hver gang Bjørkum kommer med et nytt innlegg, unngår han å imøtegå de fundamentale problemene som er påvist for det han kaller en teori. I en vanlig vitenskapelig diskusjon innen naturvitenskapene svarer man på de motargumentene som blir lagt frem med vitenskapelige argumenter basert på fysikk, kjemi og data.

Bjørkum synes det viktigste er at «Michelsen ikke har forstått hva han og Hedberg et al., har skrevet» eller at «Michelsen ikke forstår det vitenskapelige språket» eller at han «undres over hvordan det kan ha seg at jeg (Bjørkum) har oppdaget dette – og ikke fagmiljøet selv».

I det siste innlegget til Bjørkum, demonstrerer han videre at han ikke kjenner til hverken hydrokarbonsammensetningen eller egenskapene til tungoljer som er en sentral del av hans nye paradigmeskifte. Videre fortsetter han sin vrangforestilling om at ingen levende bakterier har blitt isolert fra oljereservoar, til tross for at de vokser og trives i kulturer på laboratoriet.

Bjørkum mener en setning fra en figurtekst fra 2003, er drepende for påstanden om levende bakterier i reservoar, og ignorerer litteraturen om in situ studier fra reservoarer de siste 22 år. Bjørkum forsøker å tåkelegge diskusjonen med at jeg «skyter fra hoften», men han er immun for at mine argumenter dreier seg om dokumenterte data og godt underbygget teori.

Selv om Bjørkum påstår at jeg ikke har forstått hva Hedberg et al., har skrevet, skal det lite til for å vise at det er lite korrelasjon mellom det Bjørkum hevder at de skriver, og det de faktisk skriver. Bjørkum har så langt vært uvillig til å delta i en vitenskapelig diskusjon rundt de få elementene i hans «teori».

For å få Bjørkum til å faktisk adressere mine motargument, og belyse påstander han har kommet med, setter jeg i dette innlegget inn konkrete spørsmål som Bjørkum må svare på hvis han har interesse av en faglig diskusjon og forsvare sine påstander.

Sammendrag i 16 punkter

1) Bjørkum misforstår hva som menes med in situ mikrobiologiske studier. Det leder han til å tro at ingen levende bakterier er isolert fra oljereservoar. Implisitt påstår Bjørkum at det mikrobiologene dyrker på laboratoriet av mikroorganismer, isolert fra oljereservoar, er døde bakterier som vokser og formerer seg under de ulike temperaturområdene man utsetter dem for.

2) Bjørkums manglende kunnskaper om løsningsmidler, og det makromolekylære materialet i oljer, leder han til å påstå at tungoljer inneholder makromolekyl med opptil 400 karbonatomer samtidig som han påstår at vanlige løsningsmidler kun løser opp materiale med opptil 50 karbonatomer. Siden vanlige løsningsmidler lett løser opp selv det tyngste materialet i oljer er dette en klar selvmotsigelse.

3) Bjørkum demonstrerer med sine påstander om hydrokarbonsammensetningen av tungoljer at han mangler kunnskap om dette. Bjørkum tror at hydrokarbonsammensetningen til kraftig biodegraderte oljer er karakteristisk for tungoljer generelt. Tungoljer som ikke er biodegraderte har helt andre hydrokarbonsammensetninger enn det Bjørkum påstår.

4) Bjørkum påstår at hans TOC-data falsifiserer dagens petroleumsdannelsesmodell. Virkeligheten er at han ikke engang forsøker å anvende dagens modeller på sine data. Bjørkum blander sammen data fra brønner med store forskjeller i termiske gradienter. I dybdeområdet han bruker har vi forskjeller i temperatur på over 28ºC på gitte dyp. I dybdeområdet han gir data fra, vil man for ett gitt dyp kunne ha reaksjonshastigheter som kan variere med faktorer fra 5 til over 25. Potensielt kan samme dyp ha stor variasjon i modenhet. Bjørkum har tydeligvis ikke brydd seg om å sjekke brønndata for temperaturer, selv om det er det sentrale i dagens modeller.

Videre mangler Bjørkum tydeligvis kunnskap om hvor stor TOC variasjon man som regel har i kildebergarter og hvordan slike normalt varierer i umodne sediment over de store områdene som Bjørkum viser data fra. Dette ble påpekt av Øyvind Sylta, og han rapporterte også en reduksjon i TOC mot dypet i sine data. Bjørkum adresserer aldri seriøse motforestillinger om hans «paradigmeskifter». Videre er det klart at Bjørkum har lite kvalitetskontroll av sine data siden han viser Draupne-data fra en brønn som ikke inneholder Draupne. Bjørkum, ved å skjule hvilke datapunkt kommer fra hvilke brønner, gjør det umulig for leseren å kontrollere hvor mye av de andre data faktisk kommer fra Draupne.

5) Bjørkum holder tilbake informasjon om oljefeltet Hedberg et al., bruker som hovedreferansepunkt til å argumentere for lokal og tidlig oljedannelse og ekspulsjon; Oficina-feltet. Hedberg et al., kjente ikke til at feltet ligger rett ovenfor et kjøkken med en av verdens beste kildebergarter. Hedberg kjente denne bergarten fra Maracaibo (La Luna), og bruker den som eksempel på en sikker kildebergart. Videre ligger Oficina midt i migrasjonsveien frem til verdens største oljefelt: Orinoco feltet. Hedberg et al., selv om de kjente til tungoljefunn lenger syd, hadde ikke kjennskap til de enorme oljemengdene som faktisk må ha blitt transportert gjennom området med Oficina, Temblador og Las Mercedes feltene; langt over 1 000 milliarder fat. Slik tilbakeholdelse av nøkkelinformasjon regnes som uetisk rapportering innen vitenskapelige produksjoner.

6) Bjørkum holder også tilbake hva Hedberg et al., mente om oljeekspulsjon og hvorfor. De mente at det måtte skje tidlig fordi de trodde at skifrer ved høyere temperaturer og lav permeabilitet ikke kunne slippe gjennom olje. De mente derfor at oljen ble flushet ut av sedimentet med porevannet under den kraftige kompaksjonen som skjer i det grunne område. De mente at når sedimentet var så kompaktert uten mobilt porevann, kunne ikke oljen migrere. Uten moderne kunnskaper om kerogen, bindingsstyrker og hvor man observerer oljedannelse i sedimenter, var en slik tanke ikke dårlig. De kjente ikke til, som i dag, at oljegenerering medfører at kerogenet genererer sin egen oljevåte porøsitet, kompakteres og skviser ut oljen og at det lett kan representere over 10 prosent av bergarten (TOC 10 prosent -> 20 prosent volum -> 50 prosent konvertering -> 10 prosent av bergarten). En klar analogi til smelting og basaltgenerering i mantelen eksisterer.

7) Bjørkum ignorerer at fysikalsk kjemi i dag er i stand til å beregne bindingsstyrker i små og store molekyl. Disse viser klart at det ikke er mulig å danne petroleum fra kerogen ved de lave temperaturene Bjørkum påstår uten uendelig tid. Selv om alle fysikalske modeller har feilberegnet dette, ignorerer Bjørkum videre at dekarboksylering av kerogen (som er det Bjørkum hevder som kilde til CO2) klart skjer før oljedannelse, det omvendte av hva Bjørkums «teori» innebærer.

8) Bjørkum påstår at Hedberg et al., mente man ikke kunne detektere kildebergarter via analyser av disse. Dette er 100 prosent omvendt av hva faktisk Hedberg hevder.

9) Bjørkum påstår at det ikke er «pålitelige kildebergartsdata» mellom 30 og 1 500 meter og derfor er det umulig å dokumentere eller teste hans olje ekspulsjonsmodell fra TOC-data. Bjørkum har manglende kunnskaper om publiserte analyser (inklusiv TOC-analyser) fra dette dybdeområdet, som Bjørkum kan finne hvis han er villig til å sette seg inn i saken.

Bjørkum er også fiksert på TOC-data hvis variasjon i seg selv ikke sier noe om oljedannelse; forekomst av olje dog er det som er interessant. I oljeselskapenes databaser er det også masse ekstrakt og Rock-Eval data fra dette dybdeområdet, men ingen i oljeselskap bryr seg om å publisere noe som ikke har betydning for oljeprospektering; prøve x inneholder ikke olje.. prøve x2 inneholder ikke olje osv.

10) Bjørkum hevder i sin artikkel at ekspulsjon skjer fordi CO₂, generert fra kerogen, får kerogenet til å svelle. For å underbygge det viser han til simulert kerogen-svelling i en ren CO₂ atmosfære. Bjørkum glemmer at siden CO₂ kommer fra kerogenet, innebærer dekarboksylering ett masse- og volumtap fra kerogenet. Jeg tok dette opp i forrige innlegg, men i vanlig stil ignorerer Bjørkum problemet.

I tillegg skal jo kerogenet både dehydreres (skjer samtidig med dekarboksyleringen) og generere olje, og da får vi et ytterlig volumtap av kerogenet. Bjørkum sin modell bryr seg ikke om når oljen dannes og med hvilken hastighet. Netto er det åpenbart at kerogenet mister volum, og ikke øker volum via svelling fra CO₂ slik Bjørkum hevder uten annet enn en påstand tatt ut av løse luften. Bjørkum ignorerer også det veldokumenterte faktum at sorpsjon av små molekyl i og på kerogen er sterkt avhengig av kerogenets vanninnhold. I Bjørkum sitt siste innlegg dog kommer han med en ny forklaring; det er mikrobobler i det organiske materialet (kerogen + olje) som er driveren.

11) Videre inneholder Bjørkums kilde typisk rundt 50 prosent med vann. Når CO₂ dannes, vil den fordeles mellom porevann, eventuell olje og kerogen. Selv de enkleste beregninger viser at mesteparten vil gå i vandig løsning (salinitet som sjøvann). Løseligheten av CO₂ i sjøvann er mindre enn CO₂-løseligheten i en typisk tungolje, men siden det er kolossalt mye mer vann enn olje (uansett hvordan vi snur og vender på Bjørkums modell) vil mesteparten av CO₂ sitte i vannfasen. Bjørkum har tydelig problemer med hva kjemisk likevekt/ PVT innebærer i systemet han skisserer; lik fugasitet i alle faser.

12) Videre har Bjørkum totalt misforstått hvordan foamy tungolje dannes under CO₂ injeksjon. Man kan pumpe inn så mye CO₂ man vil, men ingen mikrobobler av CO₂ dannes i oljen før den trykkavlastes til 10-20 prosent under metningstrykk. Bjørkums modell er derfor termodynamisk umulig fordi den krever at sedimentet trykkavlastes etter metning. Dessuten vil kerogenet aldri være i stand til å mette både vann og en eventuell olje med CO₂ slik at vi kan komme opp til oljens metningstrykk med henhold til CO₂.

13) Bjørkum, om det gjelder svelling av kerogen, foamy oil dannelse eller annet, misbruker siterte arbeider. Bjørkum bruker f.eks. Mandl and Harkness[78] til sin beskrivelse av sprekkedannelse, men ignorerer at forfatterne beskriver et fundamentalt annerledes system. De beskriver en lavpermeabel takbergart med oljetrykk påført fra en underliggende oljekolonne. Når dette påpekes, ignorerer han problemet.

14) Bjørkum driver olje ut av sedimentet som er dominert av vann (hovedsakelig via lateral transport i et udefinert medium), uten å diskutere effekten av relativ permeabilitet, eller eventuelt hvorfor det ikke skulle være viktig i hans «kildebergart».

15) Bjørkum tviholder på sin tvangsoppfatning at dagens petroleumsgenerering og ekspulsjon er basert på laboratorieeksperimenter. Bjørkum ignorerer alle studiene av naturlige systemer som er hovedreferansepunktet for dagens modeller. Faktisk er det lett å demonstrere teoretisk at det ikke er mulig å etterligne generering og ekspulsjon på laboratoriet og skalere det tilbake til naturen. Det har å gjøre med kinetikken til generering vs. kinetikken til deformasjonen.

16) Bjørkum sin raffinerianalogi for hydrogenering av tungolje i reservoarer er ikke meningsfull. I raffinerier hydrocrackes materialet ved temperaturer rundt 800 ºC og med bruk av katalysatorer. Dette er totalt annerledes enn det som skjer i naturlige reservoar.

Døde eller levende bakterier eller bare kjemiske spor av slike

Et sentralt argument fra Bjørkum har vært at ingen har isolert bakterier fra oljefelt og bruker mye spalteplass for dette. Han bruker denne påstanden i sin vitenskapsteoretiske undervisning og påstår: «Man har funnet kjemiske spor fra bakterier, men det er ikke mer av dem der det er olje sammenlignet med «tørre» reservoar. Eksistensen av bakterier er derfor en antagelse, introdusert ad hoc, som hindrer dagens teori fra å bli falsifisert.».

Spørsmål: Hvilke studier refererer Bjørkum til når han hevder om bakterier: «det er ikke mer av dem der det er olje sammenlignet med «tørre» reservoar». Hvilke kvantitative data refererer Bjørkum til om forskjellen mellom oljereservoar og «tørre» reservoar?

Tabellene i Figur 1 (under) gir informasjon om hva isolerte mikroorganismer fra oljereservoar har evne til å metabolisere f.eks. hydrokarboner, hva de produserer, hvilke temperaturområder de finnes i og hvilke optimale temperaturer de opererer under på laboratoriet.

Jeg har tidligere gitt Bjørkum referanser til vitenskapelige artikler, både gamle og nye, som beskriver isolasjon av mikroorganismer fra olje felt, identifisering av slike mikroorganismer og hva slags type det dreier seg om og deres metabolisme [1][2][3][4][5].

Forfatterne av disse konkluderer at anaerobe organismer i oljereservoar er ansvarlige for de fleste tilfeller av biodegradering. Bjørkum ignorerer dette og fortsetter som om disse arbeidene ikke eksisterer. Det er tankevekkende at det ikke ville ha tatt mer enn ett minutt for Bjørkum og finne via Google, mange andre artikler med lignende beskrivelser av bakterier og arkebakterier isolert fra oljefelt, og hvordan de vokser i laboratoriekulturer, f.eks. [6][7][8][9][10][11][12][13][14][15][16][17][18][19][20][21][22][23][24][25][26][27][28][29][30][31][32][33][34][35].

Tabellene gir informasjon om hva isolerte mikroorganismer fra oljereservoar har evne til å metabolisere f.eks. hydrokarboner, hva de produserer, hvilke temperaturområder de finnes i og hvilke optimale temperaturer de opererer under på laboratoriet.

Bjørkum skriver at han godtok faglitteraturens konklusjon at biodegradering er vanlig i undergrunnen. Men det var til han «snublet over denne drepende setningen fra Lartergruppen i en publikasjon i Nature i 2003″. Der fant han nemlig et utsagn inne i en figurtekst som sier: «No bacteria capable of degrading hydrocarbons under in situ conditions have yet been isolated from petroleum reservoars». Bjørkum fortsetter: «Det er imidlertid lett å overse denne innrømmelsen. Jeg fant den «bortgjemt» i en lang figurtext.»

At Bjørkum ser på dette som en «drepende selvmotsigelse» og en «innrømmelse», viser at han er uvitende om hva det skrives om. Jeg kommer tilbake til det.

Bjørkum gjentar igjen og igjen at det ikke er dokumentert at det finnes levende bakterier i reservoarer. Da må jo Bjørkum tro at det er mulig å dyrke bakteriekulturer fra døde bakterier, sjekke hva de metabolerer samt hvilke temperaturer de kan operere under.

Bjørkum må ha en meget dårlig oppfatning av mikrobiologer, siden han tror at de ikke vet forskjell på levende og døde mikroorganismer og ikke skjønner at det som vokser i deres kulturer er døde bakterier.

Spørsmål: Mener Bjørkum at det er en konspirasjon mellom mikrobiologer og geokjemikere for å lure folk til å tro at det er levende bakterier i oljefelt? Hva mener Bjørkum er formålet med denne konspirasjonen?

Hva menes med in situ studier?

Data i Figur 1 er fra en review som er 22 år gammel. Mye har skjedd siden. Teknologien til å studere komplekse mikroorganisme-samfunn in situ krever det mest høyteknologiske innen gensekvensering. Hvis en seriøs forsker er interessert i mikrobiologien i oljereservoar så vil man selvfølgelig lete etter de nyeste arbeidene, særlig fordi de vil best fange opp det som er gjort i nyere tid. Når figurteksten Bjørkum refererer til (fra 2003) sier «bacteria capable of degrading under in situ conditions» så er det kanskje en formulering som lett kan misforstås, hvis man som Bjørkum ikke kjenner til hva det snakkes om.

Det er selvfølgelig fullstendig feil, som Bjørkum skriver, at det betyr at man ikke har funnet levende bakterier i reservoarvæsker. Det det er snakk om er at selv om vi på den tiden kjente til et bredt spekter av (levende) mikroorganismer i olje reservoar, og at de har evne til å metabolisere hydrokarboner under reservoar temperaturer på laboratoriet, hadde man ikke kontroll på hvilke av slike faktisk var de viktigste i oljereservoar, siden mangfoldet der er så stort.

Det krever mye komplekst arbeid, med analyser for å se på f.eks. dominerende genmateriale og få orden på hvilke bakterier og arkebakterier som samarbeider i metabolisme kjeden. Vanlig teknikk brukt for slike studier er via fylogenetisk markør gener. Mer og mer avanserte teknikker er etterhvert tatt i bruk [36]. Man har også langsomt fått bedre kontroll på de mikrobiologiske samfunnene sin fordeling mellom oljefasen og vannfasen. Samtidig må man filtrere vekk de (særlig aerobiske bakterier) som kan være introdusert via brønnene. På grunn av kompleksiteten i problemet befinner vi oss fremdeles i begynnelsen av studier av undergrunnens mikroorganisme-samfunn og deres metabolisme stier. Men vi vet mer en nok for å kunne 100 prosent forkaste Bjørkums ville påstander.

Hvis Bjørkum hadde vært interessert i hva man i dag faktisk vet om in situ biodegradering i oljereservoar, så ville han selvsagt tatt seg tid på biblioteket, diskutert med fagfolk eller brukt Google til å søke på nyere litteratur som beskriver f.eks.: «Metabolic capability and in situ activity of microorganisms in an oil reservoir» og mange andre publikasjoner relevante for in situ reservoar biodegradering. Jeg legger ved et lite utvalg av referanser til slike arbeider.[37][38][[39][40][41][42][43[44][45].

Spørsmål: Mener Bjørkum at de nyttede metodene innen det som kalles in situ studier, ikke kan brukes til å kartlegge hvilke mikroorganismer som er mest aktive i oljer og formasjonsvann eller at in situ metodene kun detekterer resultat fra døde bakterier?

Bjørkum gjentar i hans diskusjon om bakterier, at «dagens modell» sier at oljen kommer ut av kildebergarten først ved temperaturer >120 ºC. Hva poenget med en slik påstand er, er ukjent. Bjørkum fikserer på en slik påstand og ignorerer at massebalanse viser klart at det er 100 prosent feil. For massebalanse teknikker se [46][47][48]. I den videre argumentasjonen, skriver han også at: «De som forfekter dette (at det er levende bakterier i oljereservoar; min tilføyelse) er trolig ikke klar over at bakterier ikke bare spiser de letteste hydrokarbonene (feil: de er glad i n-alkaner, men liker ikke hydrokarboner som f.eks. lette aromater: min tilføyelse), de må også lage NSO molekyl med opptil 400 karboner.»

For det første er størrelsen på makromolekyl i oljer flertydig (kommer tilbake til det). For det andre så inneholder oljer størst mengder makromolekyl i og rundt tidlig modne kildebergarter, i oljer som aldri har blitt biodegradert. Jeg kommer også tilbake til det, sammen med en diskusjon rundt Bjørkums vrangforestilling om hva vanlige løsningsmidler løser opp av organisk materiale og hva det sier om størrelsen på makromolekyl i alle typer oljer.

Spørsmål: Hva sikter Bjørkum til når han hevder at hvis bakteriene er der, «må de også lage NSO molekyl med opptil 400 karboner». Det er jo store makromolekyl i væskene allerede i kildebergartene,

Til slutt for å unngå misforståelser, mener jeg ikke at mikroorganismer er hovedansvarlige for å generere tungoljer. Se mitt tidligere innlegg om det. Det jeg påpeker er at det er ingen tvil om at mikroorganismer utfører degradering av oljer i undergrunnen. Det finnes mange tungoljer som ikke er påvirket av biodegradering. Det som er viktig å forstå er hvorfor biodegradering har så stor effekt på de fysiske egenskapene (f.eks. viskositet og tetthet) til tungoljene selv når relativt lite av massen degraderes. Til det trenger vi en diskusjon av hva som kontrollerer de fysiske egenskapene til de komplekse «polymerløsningene» som tunge og mellomtunge oljer representerer. Det vil bli en lang diskusjon vi ikke kan ta her.

Bjørkum adresserer ingen av mine nøkkelmotargument

Bjørkumsdiskusjonsteknikk i sine innlegg om sin oljeteori er ikke begrenset til å fornekte fakta om mikroorganismer i oljereservoar. Han krydrer det han skriver med andre konstruerte «fakta», og går i ring rundt de motargumentene jeg har lagt frem. Når det gjelder referansene Bjørkum bruker til å underbygge sin teori, så dreier de seg hele tiden om irrelevante system. System som ikke kan overføres til hans teori. Videre liker han å hevde, uten noen beskrivelse av hva han snakker om, at visse observasjoner er inkompatible med «dagens modell». Det høres jo fint ut, men problemet er at Bjørkum hele tiden demonstrerer manglende kunnskaper om hva dagens modeller er og hva de er bygget på. Jeg vil systematisk gi et sammendrag av disse senere i innlegget. Ifølge Bjørkum bygger han sin «teori» på arbeidene til det han kaller Hedberg et al. Da er det tankevekkende at mye av hva Bjørkum hevder at disse forfatterne skriver om Bjørkums nøkkelpunkt, er helt forskjellig fra hva de faktisk skriver.

Jeg har påpekt at han at han forsøker å ignorere at hans teori lett kan falsifiseres, fordi ingen har sett petroleum i hans «kildebergarter». For å vri seg unna det, kommer han med en historie om at Hedberg et al har forklart hvorfor dette er ugyldig. Virkeligheten er en helt annen og Hedberg [49] støtter klart et syn på gjenkjenning av faktiske kildebergarter som har mange likheter med dagens modell. Bjørkums påstand at det ikke finnes analyser (Inklusiv TOC-data) fra dybdeområdet fra 30-1 500 m, kan han avlive selv med litteraturstudier.

Bjørkum forsøker i sitt siste innlegg videre å tåkelegge hva mine argumenter mot hans teori er. Jeg sier ikke, som Bjørkum hevder, at han ikke har greie på hvordan forskning (generelt) foregår. At han ikke benytter seg av det, er ikke det samme som at han ikke vet om det. Hva jeg har sagt, ved å se på alt det feilaktige Bjørkum faktisk skriver, er at han mangler basiskunnskaper i organisk geokjemi og organisk petrologi. Videre at han ikke forstår at hans referanser ikke er relevante til hans teori.

Nå averterer Bjørkum sin forståelse for kvantemekanikk fra sitt årsstudium i fysikk, og skriver at det tok 2 år før han følte at han hadde oversikt over faget organisk geokjemi. Men det Bjørkum skriver i sitt siste innlegg , demonstrerer på nytt at hans følelser ikke kan underbygges. Her demonstrerer han sine manglende kunnskaper om makromolekyl i oljer og om vanlige løsningsmidler og hva de kan løse av det tyngste materiale i tungoljer og oljer generelt. En førsteårsstudent i organisk geokjemi vil umiddelbart se at Bjørkums påstand er en ulogisk selvmotsigelse.

Jeg har aldri kommentert Bjørkums forståelse av kvantemekanikk, fordi det ikke har noe å gjøre med det som diskuteres. Hvorfor Bjørkum bruker spalteplass til å fortelle om sine kunnskaper i kvantemekanikk er et annet eksempel på Bjørkums avsporende diskusjonsteknikk. En påstand om at han behersker kvantemekanikk er irrelevant i en diskusjon om petroleumdannelse og petroleumsekspulsjon så lenge han ikke legger frem kvantekjemiske beregninger som demonstrerer relevans. Bjørkum skriver at hans målgruppe er de som er på starten av sin karriere, og han ønsker at de skal lære av våre feil. Da blir jo mikrobiologenes manglende evne til å skille døde fra levende bakterier, og at de ikke forsto at det som vokste i sine kulturer var døde bakterier, en skikkelig klassiker. Bjørkums studenter har virkelig noe å glede seg til.

Jeg har satt spørsmålstegn ved Bjørkums basiskunnskaper i fysikk (Newtons lover), fordi han har hevdet at sandsteiner over 80 ºC flattrykkes kun drevet av temperatur[50]. At det er mulig å påstå at gravitasjon ikke spiller noen rolle i kompaksjon, og implisitt at vekten av sedimentene over sandsteinen ikke har noen rolle i å kompaktere det som ligger under, er klart en ignorering av elementær fysikk. Tilsvarende kan sies om ideen om manglende kraftbalanse og sammenhengen mellom oljetrykk, vanntrykk og kapillær trykk i oljereservoar [51]. Jeg har gått inn på dette fordi en forståelse av Newtons lover, og hvordan de blir seende ut, i form av konserveringslover i beskrivelsen av dynamiske system, er viktig for forståelse av f.eks. en kompakterende kildebergart som frigjør petroleum. Angående Bjørkums oljeteori er det også klart at han ikke behersker prinsippene for likevektsfordeling av molekyl mellom ulike faser: vann, olje og kerogen.

Om jeg «lader raskt og skyter fra hoften» som Bjørkum synes er et godt argument, så er han fri til å beskrive det slik. Men grunnen til at jeg har vært skarp, er at jeg har forsøkt å vekke opp Bjørkum, ved å påvise hvor frakoblet hans modell er fra alt som finnes av gode data og konsistent teori. Så langt imøtegår han ikke problemene.

Før jeg gir et sammendrag av det som Bjørkum kaller en teori for «timing of oil expulsion» og mine motargument, vil jeg gå gjennom den siste påstanden om makromolekyl, og vanlige løsningsmidler som han presenterer i sitt siste innlegg.

Om makromolekyl og vanlige løsningsmidler

Bjørkum skriver at han var klar over at tungoljer har en overvekt av (tunge) hydrokarboner. Så skriver Bjørkum: «Det endrer imidlertid ikke på det faktum at tungoljer består av makromolekyler, med opptil 400 karbonatomer i tungoljer som dagens modell ikke kan gjøre rede for». Han sier selvsagt ikke hvilken «dagens modell» han snakker om som ikke kan redegjøre for forekomsten av makromolekyl i tungoljer uavhengig av størrelse (og mye lettere oljer for den saks skyld).

Våre kunnskaper om størrelsene på makromolekylene i oljer generelt, er hovedsakelig relevant til ekspulsjonsmodeller som hevder at oljen transporteres i kildebergarter gjennom poreåpninger som er så små at store makromolekyl kunne blokkere oljestrømmen. Men slike modeller ignorerer at oljedannelse fra kerogen danner sin egen porøsitet med analogi til smelting.

Hvor store makromolekyl som finnes i tungolje er et forskningsfelt med mange studier og med motstridene resultat. Har vi f.eks. kjempemolekyl med kovalente bindinger eller observerer vi «hovedsakelig» sammenklumpninger av mindre molekyl via andre krefter? Helt forskjellige svar gis i litteraturen. Anekdoter om at Bjørkum har vært i kontakt med geokjemikere som har vært overrasket over Bjørkums påstand om molekyl med opptil 400 karbonatomer er neppe noe godt vitenskapelig argument. Bjørkum liker dog, hele tiden å hevde, at «dagens modell» (som han aldri definerer) er i konflikt med hans påstander eller hvorfor det skal eksistere noen konflikt. En slik argumentasjonsteknikk hører ikke hjemme i et forsøk på en seriøs vitenskapelig diskusjon.

Bjørkum hevder at brukte kjemiske løsningsmidler ikke evner å løse molekyl med mer enn ≈50 karbonatomer. Hvis det er riktig, kan man si med sikkerhet at ingen oljer inneholder så store makromolekyl som med 400 karbonatomer. De fleste brukte løsningsmidler har ingen problem med å løse (eller rettere sagt fortynne) tungoljer, eller de tyngste utfellingene fra slike.

I de fleste analyser hvor man forsøker å bestemme tetthet og molekylvekt av molekyl i tungolje eller i «asfaltener» så bruker man vanlige løsningsmidler, enten for å fortynne, eller for å løse opp «asfalt»-utfellinger.

Vi ville ikke være i stand til å forsøke å bestemme fordelingen av molekylvekter (størrelsene på makromolekylene) hvis vi ikke kunne «løse opp» materialet. Bjørkum er fiksert på en påstand som er en kombinasjon av en logisk kortslutning og manglende kunnskaper.

Det er trivielt å løse opp selv det tyngste materiale i tungoljer med vanlige løsningsmidler som f.eks. en azeotropisk blanding av Diklormetan + Metanol (DCM+MeOH), DCM, og vanlige aromatiske løsningsmidler som Toluen eller Xylen. Hvis Bjørkum hadde googlet litteraturen, eller sjekket laboratorieinstruksjoner for olje og kildebergartsanalyser, ville han vært klar over det. Bjørkum hever seg over nødvendigheten av å lese seg opp på noe av det mest elementære innen organisk geokjemi. Hva Bjørkum sier om løselighet og størrelsen på tungoljens makromolekyl er klart en selvmotsigelse.

Bjørkum sier videre: «De kjemiske løsningsmidlene må nødvendigvis være væsker, og det setter begrensinger på hvor store molekyl som kan gå i løsning.» Et underlig utsagn siden ingen vil kalle et fast stoff for et løsningsmiddel av petroleum eller petroleumsprodukter. Faste løsninger finnes selvfølgelig, som kerogen og olivin, men de brukes ikke som løsningsmidler. Siden tungolje allerede er en løsning, og hvis vi tilsetter et vanlig brukt lite polart til upolart løsningsmiddel som f.eks. DCM+MeOH, DCM, toluen og Xylen blir bare løsningen ytterlig fortynnet. Tungolje er jo også åpenbart en væske; en løsning av mange molekyl inkludert oligomerer og polymerer; tungoljen er en løsning av alt som er av molekyl i væsken. En tungolje er åpenbart et ypperlig løsningsmiddel av seg selv: like løser like. Ekstraherer vi en kildebergart med vanlige løsningsmiddel kan vi få en løsning av tungolje tyngre enn vanlige frie tungoljer. Hvis vi tørker ut en tungolje med nitrogen til den blir en seig væske (fjerne molekyl som er volatile ved STP), vil tilsetningen av vanlige løsningsmidler enkelt løse opp igjen molassen. Hvis vi feller ut de tyngste komponentene i tungoljen med et lett hydrokarbon-løsningsmiddel som f.eks. pentan, så er det trivielt å løse opp dette tyngste materiale med de vanlige løsningsmidlene som nyttes innen organisk geokjemi.

Løselighet av makromolekyl (polymerer og oligomerer og mer uregelmessige store molekyl) er avhengig av mye mer enn molekylvekt. Det er enorm variasjon avhengig både av løsningsmiddel, molekylvekt, temperatur og særlig graden av krysslinking av materialet. For lineære polymerer (oljedannende kerogen er rik på polymeten-lignende polymerer) hvor løsningsmiddel og polymer har lignende polare og hydrogenbindingsparametre, er løseligheten en funksjon av Hildebrands løselighetsparametre (Roten av kohesiv energi tetthet). Desto likere løselighetsparametrene til løsningsmiddelet og polymer/makromolekyl er, desto større løselighet.

For mer krysslinkede polymerer/makromolekyl, vil særlig graden av svelling være en tilsvarende funksjon av de respektive løselighetsparametrene, men vi har løsningsmidler som kan løse opp selv slike molekyl opp til en forbausende stor grense. (I undervisningen moret vi oss ofte med å demonstrere at det er fult mulig å løse opp hardkullstykker, gitt rett løsningsmiddel og temperatur.) Ved økende molekylvekt øker den kohesive energien som må kompenseres tilsvarende i løsningsmiddelet for å beholde løselighet. Videre øker sjansen for, selv uten karbon-karbon krysslinker, at polymeren vikler seg inn i seg selv, noe som også gir mindre løselighet. Videre vil innholdet av lavmolekylære «plasticisers» i polymerene gi økning i løselighet; et velkjent fenomen innen polymervitenskapen.

Ser vi på flash pyrolyse av asfaltener fra kildebergarter ved ulik modning, og sammenligner det med asfaltener fra tunge til medium tunge til lette oljer [52](Figur 7) ser vi hvordan graden av alifatisk undermettethet med kildebergartsmodenhet, matcher fra tunge til lette oljer. Dette er et mønster som etableres i kildebergartene, og ikke i reservoarene som vanligvis har lavere temperaturer.

Vi kan lage en løselighetsskala ved å «pasifisere» et aromatisk løsningsmiddel med en lett n-alkan i ulike mengder, og det viser seg at tungolje-asfaltenene er klart de mest løselige. De er også de mest hydrogenrike, minst krysslinkede, minst aromatiske med flest umettede enheter [53], konsistent med flash pyrolyse data til [52]. Det er god konsistens mellom flash pyrolyse-data [52] og elementanalyse, EDX, massespektroskopi, FTIR, NMR, XRD og SEM [53]. Uten tilsetning av lette n-alkaner til et godt vanlig løsningsmiddel, er makromolekylene totalt løselige i de løsningsmidlene som vanlig nyttes i organisk geokjemi.

Bjørkum påpeker at det som ikke løses av organisk materiale fra kildebergarter, blir av geokjemikere klassifisert som kerogen, uten å nevne hva det har med saken å gjøre. Dette er en pragmatisk klassifikasjon som fungerer brukbart for sedimenter med tidlig modne til overmodne kerogen. Men billedet er mye mer komplisert enn som så, og er ikke en brukbar klassifikasjon i de umodne sedimentene som Bjørkum kaller kildebergarter. I det modenhetsområdet kan vi med vanlige løsningsmidler (gjerne polare) som f.eks. metanol løser opp betydelige mengder av kerogenet (typisk rundt 20 prosent), og vi får en kerogenløsning uten antydning til petroleumsprodukter.

Et gråområde innen organisk geokjemi og petrologi er forekomstene av «solid bitumen». Fullstendig forskjellige klassifiseringsskjema (f.eks. Abraham og Curiale) har vært i bruk som i mindre grad kaster lys på hva som styrer deres store variasjon i blant annet løselighet. Modenhet er selvsagt en parameter med Karelsk Shungite og Sudbury Anthraxolite som eksempler på «overkokt» materiale.

Men det er mange eksempler på tidlig modne til modne forekomster med dramatisk forskjell i alle fysiske egenskaper; f.eks. Gilsonite løses til og med godt i tungoljer. De mest omfattende studier som kaster lys på dette er [54][55]. Hun [54] analyserte de fleste «solid bitumen» med de fleste vanlige analytiske metoder i tillegg til optiske metoder (brytningsindeks og absorpsjon for ulike bølgelengder) samt XRD. Samtidig ble materialet utsatt for karbonisering, til å teste evnen av materialet til å danne grafitt. Det viser seg at både løselighet og grafittiseringspotensiale i tidlig modne til modne materialer er kontrollert av sekundære oksygen broer (eller svovelbroer [56] (løselighet)). Graden av sekundær oksidering eller vulkanisering har en dramatisk påvirkning av de fysiske egenskapene (inkludert løselighet) til «solid bitumen».

Videre er det helt feil, som Bjørkum hevder, at et løsningsmiddel må nødvendigvis være en væske. Ved høyt trykk i sedimentære basseng vil en naturgass være i stand til å løse opp betydelige mengder hydrokarboner og NSO molekyl. I Anschuts Ranch East feltet til Amoco er det et gassreservoar som først ble feiltolket som et oljereservoar. Reservoaret er segregert [57], hvor bunnen av gasskolonnen inneholder med henhod til masse, mer væske (med en brungul farge) etter separering enn massen til den separerte gassen.

Vi kan også se dette på oljesammensetningene i dype bassenger, f.eks. Gulf of Mexico, hvor gass-stripping er vanlig; gassen løser opp fortrinnsvis de lettere hydrokarbonene. Ved videre innsynkning og økende trykk, kan man også se, f.eks. i Columbus-bassenget i Trinidad, hvordan residuale gass-strippede oljer blir delvis re-oppløst i migrerende gass, og vi får gass-strippede kondensater.

Bjørkum glemmer også at CO₂, når det brukes som løsningsmiddel på laboratoriet ikke er en væske, men en superkritisk fluid og et elendig løsningsmiddel for NSO+asfaltener. Vi kan løse opp en del CO₂ i tungoljen (litt større løselighet enn i vann) men vi løser veldig lite tungolje i CO₂ hvilket er grunnen til at vanlig CO₂ EOR ikke egner seg for vanlige (biodegraderte) tungoljer. Vil vi forsøke å lage foamy olje med CO₂, må først oljen (helst) mettes fullstendig, og så må systemet trykkavlastes til under metningstrykket. Ofte ser man ikke mikrobobler før trykket er under 80 prosent av metningstrykk. Kommer tilbake til dette under diskusjonen av Bjørkums «ekspulsjonsmodell» som hevder lokal CO₂ dannelse fra kerogenet medfører foamy oljedannelse uten trykkavlastning. Han ser heller ikke behovet for beregninger om hvor mye CO₂ må være tilgjengelig for å mette tungoljen, hvis den mot formodning skulle eksistere i hans kalde vannrike kildebergart.

Spørsmål: Hva mener Bjørkum med at tungolje inneholder makromolekyler, har med hans ekspulsjonsmodell å gjøre?

Hvorfor er han sikker på at noens mening blant mange, angående molekylvekt av oljenes makromolekyl, er den riktige om hvor store slike molekyl kan være.

Spørsmål: Hvis Bjørkum hadde rett i at vanlig brukte løsningsmidler ikke løser opp molekyl med mer enn 50 karbonatomer, hvordan kan det ha seg at det er trivielt med slike løsningsmidler å fortynne, løse opp inndampede tungoljer, eller å løse opp de tyngste utfellingene fra slike oljer, samtidig som han hevder at det er et faktum at de inneholder makromolekyl med opptil 400 karbonatomer?

Hva tungolje består av

Bjørkum starter med å introdusere oss til sin spesialiserte synonym ordliste og hans skriftlige presisjon. Når han skriver at tungolje hovedsakelig inneholder NSO og asfaltener, må det selvsagt forstås at han bare mener at tungoljer inneholder mye NSO og asfaltener. Nok om det.

Så skriver Bjørkum at tungoljer har lite av hydrokarboner med mindre enn 20 karboner, mens lettoljer domineres av dem. Han skriver videre at «Fravær av lette hydrokarboner forklarer dagens teori med at bakterier foretrekker dem». Igjen er det tydelig at Bjørkum ikke har satt seg inn i hydrokarbonsammensetningene av tungoljer. Vi må skille mellom n-alkaner og andre hydrokarboner. Udegraderte tungoljer kan inneholde betydelige mengder hydrokarboner og mye n-alkaner med mindre enn 20 karbonatomer. De inneholder dog sjelden betydelige mengder metan og etan (Forholdsvis lave GOR). Gode eksempler er Figur 2 (b og c) i [52]. Det er ofte vanskelig å skille udegraderte tungoljer (Figur 2 (b og c) i [52])fra udegraderte medium og mediumlette oljer (Figur 2 (d og e) i [52]) fra deres C6+ kromatogram (Figur 2 [52]). Bjørkum har sikkert sett kromatogram av biodegraderte tungoljer og tror at dette er generelt for tungoljer. Som man ser fra eksemplene i Figur 2[52], så er det Bjørkum påstår igjen, ingenting med virkeligheten å gjøre.

Det er biodegraderte tungoljer, og ikke tungoljer generelt som har sterkt redusert innhold av n-alkaner. Videre kan man også se tegn på vannvasking av oljer, hvor de mest vannløselige molekyl blir redusert i oljen, men anrikes i porevannet. Vannvasking ser dog ut til å være mindre effektivt i naturen enn på laboratoriet. (Signal fra slike er vanlige å se i Fluid Inklusjonsstratigrafiske analyser, eller porevannsanalyser, og man har brukt slike med håp om at økte konsentrasjoner i porevannet indikerer nærhet til oljeakkumulasjoner. Man har hatt varierende hell, siden særlig kullag er flinke til å forurense porevannet med lette aromater på samme måte. Porevann, nært dype petroleumsakkumulasjoner, er ofte mettet med metan, selv rundt tungoljer.)

Kraftig biodegraderte tungoljer inneholder veldig små mengder n-alkaner, men kan fremdeles inneholde betydelig mengder C20- hydrokarboner. Bjørkum har generelt misforstått sammensetningene til både udegraderte og biodegraderte oljer. C20 er også en kunstig grense; C30 og mer er like relevant og vi har «voksrike» fluider som kraftig overgår det.

(For de som ikke er geokjemikere, må jeg klargjøre at gasskromatogram som disse (deasfalterte) hel-olje kromatogrammene i Figur 2 [52], kun viser det som kan komme seg gjennom kolonnen og har høy nok individuell konsentrasjon til ikke å «forsvinne» i kromatogrammets bakgrunns «pukkel». Det er betydelige misforståelser om at oljer er dominert av n-alkaner (fordi de har så høye individuelle konsentrasjoner relativt mylderet av mer forgrenede alkaner, sykliske forbindelser og aromater); det ser ofte slik ut selv i oljer hvor hydrokarbonene er dominert av aromater og sykliske hydrokarboner. Med unntak av meget lette oljer inneholder oljer sjelden mer enn 10 prosent n-alkaner. Tungoljer, inneholder betydelig mindre, og det er det som gjør at biodegradering raskt ser så dramatisk ut for slike oljer. GC spor gir et overdrevet inntrykk av n-alkan innholdet i oljer. Høytemperatur GC viser også at vanlige GC med deres temperaturområde, og den termiske stabiliteten til vanlige kapillærkolonner, diskriminerer innholdet av høyere n-alkaner. Men det er mye mindre dramatisk enn det Bjørkum hevder.)

Bjørkum beskriver så Hedberg et al., sin forklaring på fravær av lette hydrokarboner:

«Hedberg et al., forklarer fraværet av lette hydrokarboner i tungoljer med at de kom «direkte» fra livsformene. Der er de fleste av dem opprinnelig koblet til ringstrukturer i det organiske materialet, men river seg løs, reagerer med hydrogen og blir til store hydrokarbonmolekyler. Hvis temperaturen blir høy nok, brytes disse ned til mindre hydrokarboner i reservoaret.»

Spørsmål: Hvor i de refererte Hedberg et al., artiklene skriver forfatterne dette?

Spørsmål: Hvis de lette hydrokarbonene river seg løs fra ringstrukturer, er Bjørkum enig i at da inngår bindingsstyrken i hvor fort det kan skje og ved hvilke temperaturer/oppvarmingshastigheter.

Spørsmål: Bindingstyrker i organiske molekyl er jo noe vi kan beregne med fysikalsk kjemiske modeller. Hva mener Bjørkum resultatene fra disse er og hvis vi aksepterer disse er det mulig at olje dannes fra kerogen fra de lave temperaturene i Bjørkums modell?

Under beskrivelsen av kildebergarter, vil jeg ta opp at Hedberg [49] har en helt annen forståelse for hva som dannes i kildebergarter, og hvordan de kan gjenkjennes, enn det Bjørkum hevder gruppen mener. Bjørkum hopper beleilig bukk over dette.

Så mener Bjørkum at fagmiljøet i geokjemi ikke har tatt til etterretning at lettolje etter biodegradering på laboratoriet ikke danner nye hydrokarboner ved pyrolyse. For det første er dette bare en sannhet med modifikasjoner. Det kommer helt an på hvor «lett» oljen er og hva de inneholder av makromolekyl med funksjonelle grupper og gunstige H-C-H nettverk som kan gi opphav til frie hydrokarboner og andre organiske forbindelser. Som jeg tok opp under diskusjonen om makromolekyl og løsningsmidler, så vil lettere oljer (så lenge de klarer å holde mindre makromolekyl i løsning) inneholde makromolekyler som har lavere hydrogeninnhold, er mer aromatisk, er mer krysslinket og har minst umettede (ikke aromatiske) enheter. Derfor har de lite til intet potensiale til å frigjøre hydrokarboner ved videre termisk cracking. Igjen ser vi at Bjørkums manglende kunnskaper om emnet, får ham til å komme med meningsløse og irrelevante utsagn.

Hunt i sin 1995 utgave av sin bok, tok antagelig ikke med dette fordi det er trivielt og kunne være forvirrende for nye studenter.

Hovedpunktene i det Bjørkum kaller en teori for «Timing of oil expulsion from source rocks and a revitalization of the pre-1970 model»

Bjørkum sine TOC-data og påstand om at disse falsifiserer «dagens modell»

Organisk facies?

Bjørkum starter med å vise data fra Equinors database med TOC-data fra Draupneformasjonen fra 3 500 m til litt over 4 500 m data fra Nordsjøen. Ingen reduserende trend i TOC er synlig, i motsetning til tilsvarende data Øyvind Sylta har i sin database. Bjørkum sin reaksjon er bare å ignorere hva Sylta viser til og å ignorere Syltas mulige forklaring. Bjørkum er immun for syn som faktisk er basert på den variasjonen vi ser innen alle modningsgrader.

Spørsmål: Hva er Bjørkums forklaring av forskjellen mellom Syltas og sine egne data?

Jeg kan gi et eksempel fra Gordondale Fm. Vi har umodne områder hvor TOC ligger jevnt mellom 27 prosent til 15 prosent, mens vi andre steder ligger på TOC fra rundt 12 til 5 prosent. Områdene har ellers tilsvarende lave Tmax-verdier og tilsvarende høye HI-verdier. Hvis disse modnes med hensyn til dagens teori med identisk temperaturhistorie, og vi blander data fra disse, slik Bjørkum blander data fra et meget stort område, får vi en sone med veldig høye verdier grunt (grunnere enn Bjørkums data), men ellers lite systematisk variasjon dypere.

Spørsmål: Mener Bjørkum at han har kontroll på de initielle TOC- og S2-verdiene i Draupne og deres variasjon? Og i tilfelle: hvordan har han etablert slik kontroll? Hvorfor diskuterer ikke Bjørkum muligheten av at det han ser kan være et resultat av varierende organisk facies?

Helt ulik termisk historie?

Bjørkum unngår å legge ved temperaturdata fra brønnene han har brukt. Et raskt skann av Oljedirektoratets brønndata indikerer en forskjell i termisk gradient fra ca. 28 til rundt 37 ºC/Km mellom Bjørkums brønner (blant de som oppgir vertikalt dyp, havdyp og KB). (Jeg sjekket ikke alle brønnene.) Dette kan jo gi en forskjell i temperatur på et gitt dyp under 3 500 m på over 28 ºC. Temperatur burde jo være en fundamental del av argumentasjonen, siden temperaturhistorie er en fundamental del av dagens kinetiske modeller.

Det krever litt arbeid med å gå gjennom tilgjengelige brønndata, men litt arbeid bør man vel gjøre når man skal hevde paradigmeskifter. Siden det er betydelig forskjell i termisk gradient mellom nærliggende brønner, f.eks. mellom 25/2-4 og 25/2-12 indikerer det at det er betydelig termisk refraksjon i området som vil kreve minst 2-D modellering for å løse opp. 1-D modeller tillater urealistiske laterale gradienter fordi de ignorerer horisontal varmetransport. Og ledningsevnen til sediment er generelt størst i horisontalplanet.

Bjørkum påstår at hans TOC-data falsifiserer dagens modeller, men han gjør ingen forsøk på å beregne hvilken forskjell i modenhet gjennom det viste dybdeintervall dagens modeller vil predikere som funksjon av de observerte ulike termiske gradientene. Hvor stor forskjell i modenhet på f.eks. 4 000 meter kan vi forvente bare ut fra forskjellene i termisk gradient?

Dagens kinetiske modeller har karbon-karbon bindingsstyrker som gir aktiveringsenergier typisk fra mindre enn 45- til mer enn 65+kcal/mol og pre-eksponentielle faktorer fra rundt 10¹¹ til 10¹⁷s^-1. Som tommelfingerregel vil reaksjonshastigheten med slike aktiveringsparametre øke med en faktor av rundt 5 per 10 ºC i dette temperaturområde. Det vil si at en forskjell i gradient på 3 ºC per km vil gi en forskjell i reaksjonshastighet med en faktor på 5. En forskjell i gradient på 6 ºC vil gi en forskjell i reaksjonshastighet med en faktor på 25. Det vil si at modenheten ved 4 000 m ved en brønnposisjon hvor vi har høy termisk gradient vil øke mer enn 25 ganger raskere enn ved et tilsvarende dyp i et område med lavest termisk gradient.

Spørsmål: Hvorfor la ikke Bjørkum ved temperaturdata, og beregninger med dagens modeller og termisk gradientdata for å se om de i seg selv kunne forklare Equinors screeningdata: har vi betydelig forskjell i modenhet ved et gitt dyp? Beregninger med dagens modeller burde jo være en forutsetning når man påstår at dagens modeller ikke kan forklare observasjonen.

Spørsmål: Bjørkum legger vekt på at han som vitenskapsteoretiker, vet hvordan teorier kan og må testes. Hvorfor bruker han ikke den kunnskapen til å teste om hans TOC-data er i konflikt med dagens modeller?

Måten å videre teste dagens modeller på, er ved å tilbakeberegne alle brønndata (brønn for brønn etter fremover beregninger) til en umoden tilstand via standard baklengs massebalanse. Hadde Bjørkum gjort det, kunne han ha sett om dagens modeller gir variasjon i organisk facies vertikalt i umodne sediment som er utenfor det vi typisk observerer eller spesifikt observerer i et område.

Hvis vi kombinerer ulik modenhet via de observerte ulike termiske gradientene, med sannsynlig variasjon i organisk facies i Draupne over de store avstandene mellom brønner i datasettet har vi muligheter til mange interessante mønstre. Mitt hovedpoeng er at i motsetning til hva Bjørkum påstår, så har han på ingen måte demonstrert at det er noen konflikt mellom dagens modeller og hans TOC-data. Bjørkum har som modus operandi å påstå at ting er i konflikt med dagens modell uten å gjøre beregninger for å sannsynliggjøre påstanden, eller som i de fleste tilfellene levere påstanden uten kunnskap om hva dagens modeller sier om fenomenet.

Bjørkum sin manglende kvalitetssikring av data inklusiv rapport av Draupne-data fra brønn uten Draupne

Bjørkum ignorerer videre et viktig punkt i seriøse vitenskapelige studier, nemlig å ha en kontroll på hva data representerer. Bjørkum har ikke noe slikt behov og bruker databasen som en blackbox som er dominert av så billig som mulig rutineanalyse. Studenter og forskere innen fagfeltet, inklusivt i Statoil, derimot, har tålmodig sittet med pinsett og håndplukket fra borkaksen sediment som sannsynlig kommer fra intervallet man studerer ved å sammenligne mot elektriske logger. For de som noen gang har studert borkaks vet man at det er en blanding av utrolig mye rart. Vi har alltid forurensing fra omliggende bergarter: selv med ideell thixotropisk boreslam får man ikke noe ren prøvetagning. Så kan det være, avhengig av når brønnen ble boret, f.eks. jutesekker, plaststrimler, valnøttskall, dieselolje, migrert olje og Gilsonite. Når «suction tanks» er åpne i slamhåndterings utstyret, er det også andre mer kuriøse ting som kan bli pumpet tilbake i brønnen. Beinrester fra gartersnakes og ekorn, og beinrester og fjær fra mockingbirds er tragiske mud-fillers jeg har erfart i Oklahoma.

Prøvetagning fra borkaks er tidkrevende arbeid, men er nødvendig hvis data skal brukes i en seriøs forskningsartikkel. Man kan være heldig å ha sideveiskjerner (og da i tillegg at mikropaleontologene ikke har tatt alt materiale) eller i helt spesielle tilfeller faktiske kjerner, men slike er unntaket; kun i spesialtilfeller (Norsk Hydro i Barentshavet) kjernetar man lange kjerner med kildebergarter.

Bjørkum hever seg over behovet for å kvalitetssikre sine data. Han gjør det også vanskelig for lesere, med erfaring i hvor mye feil som finnes i slike databaser, å kontrollere at alle data faktisk kommer fra Draupne. Bjørkum kunne gjort slik sjekk mulig ved å markere hvilke data som kommer fra hvilke brønner. Åpenhet mot leseren er ikke Bjørkums ting. For å demonstrere problemet kan vi se på Bjørkums Draupne-datasett fra brønnen 30/3-1. Her er de eldste sedimentene fra nedre kritt: Åsgård-formasjonen. Det er ingen Draupne-sedimenter i brønnen.

Spørsmål: Mener Bjørkum at det ikke er nødvendig å kvalitetssikre data, i en modell som skal introdusere et paradigmeskifte?

I tillegg vil ikke Bjørkum vise S1, S2 og Tmax data for han vil først diskutere disse data i forbindelse med sitt nye paradigmeskifte angående naturgass og hydrogen. Nå som hans gassartikkel er ute kan vi se at han ikke går inn på slike data. Han kommer heller ikke inn på kvantemekanikk som han har annonsert, til tross for at han også benyttet anledningen til å hevde at geokjemikere ikke behersker det emnet.

Oficina oljefelt som er «typeområdet» for Hedberg et al., og Bjørkums syn på lokal og kald oljedannelse

Jeg tok meg tid til å finlese alle de gamle arbeidene til Hedberg et al. [49][58][59] som Bjørkum refererer til. Da ble det enda klarere at det er lite korrelasjon mellom det Bjørkum hevder de skriver, og det de faktisk skriver. Unntaket er at de mener at oljedannelsen er tidlig og lokal fra skifre i Oficina oljefelt, og med ubetydelig lateral migrasjon. Resten Bjørkum hevder de skriver er ikke tilfelle. Med dagens kunnskaper vet vi at Oficina oljefelt faktisk ligger midt i migrasjonsområdet til verdens største oljefelt: Orinoco tungoljefelt. Mye mer enn 1 000 milliarder fat med olje har migrert lateralt gjennom området i Temblador Fm. og Oficina Fm.

Vi vet også at kilden(e) er av kritt alder (La Luna som den kalles i Maracaibo, eller Querecual som den kalles her i Østre Venezuela (samt den overliggende San Antonio Fm.) og er sammen med Gordondale i WCB blant verdens viktigste kildebergarter og med størst utbredelse. På Hedberg et al.,s tid viste de ikke at denne rike kildebergarten ligger i et dypt forlandsbasseng rett nord for og på nedsiden av Oficina, Temblador og Las Mercedes-feltene. Hadde de visst det, hadde de ikke hatt noen grunn til å spekulere på at de vannrike (ikke i nærheten av Bjørkums mye grunnere kildebergart) og umodne skifrene var kildene til oljen i sandsteinene.

Hadde Hedberg et al.,[58] visst hvor store mengder olje det faktisk er i det grunne umodne Orinoco tungoljefeltet, ville de også sett at enorme mengder olje må ha migrert lateralt gjennom området. Faktum er at den spesielle fordelingen av tung til medium gravity oljer i feltet som [58] beskriver,enkelt kan forklares som relatert til migrasjon. Væsker med ulike sammensetninger migrerer lateralt langs de mange mulige migrasjonsveiene, avbrutt av forkastninger som vil dynamisk sette ulike litologier (permeable og tette) mot hverandre. Detaljstudier av slik migrasjon i Columbus bassenget (Trinidad) er en skikkelig øyeåpner [60]. Selv med et mye enklere system så vil «carrier retentions kapasitet» og hvorvidt en kilde leverer fluider til et reservoar med ekspulsjon nedover eller oppover, via et større migrasjonsvolum, uunngåelig kunne føre til forskjellige fluider i de ulike reservoarene fra en enkel kildebergart. Dette er illustrert i Figur 13 og Figur 14 i [52]. Lignende resultat kan man få bare av å migrere fluidene i stablede «carrier» lag. Hedberg et al.,[58] beskriveroil stain i den underliggende Temblador Fm. som de sier kunne ha bidratt med noe olje. Mest sannsynlig foregår migrasjonen lateralt både i Temblador og i Oficina-formasjonene.

Hvis vi ser på Figur 8 til Hedberg et al.,[58] så forsvinner Querecual i dypet i nord, men de hadde ingen seismikk som kunne vist forfatterne hvor denne gode kildebergarten befinner seg relativt Oficina-feltet. Ser vi på data fra dagens forståelse av geologien [61] (Figur 3) ser vi forholdet mellom kjøkken og Oficina-reservoarer. Querecual mangler i Oficina-feltet, hvor den mer siltige og sandige Temblador er de eldste sedimentene. Oficina-formasjonen, selv om den inneholder skifre, er helt umoden med lignittforekomster (brunt kull).

En god gjennomgang (review) av Venezuelas petroleumssystem er gitt av [62][63]. Hedberg [49] var fullt klar over at La Luna var en kildebergart rik på olje, men kjente ikke til at denne også ligger i et kjøkken rett nedenfor Oficina-feltet. En god geokjemisk beskrivelse av La Luna i Maracaibo er [64][65]. Beskrivelse av Østre Venezuelas petroleum system er gitt av [66][67][68][69]. Det finnes en rekke skifre i Oficina, og en (uten referanse nok detaljert til at jeg kunne finne den) skal etter sigende være rik i organisk materiale. Hele pakken dog er umoden.

Det er veldig god geokjemisk korrelasjon mellom Querecual som kilde og de fleste (ikke alle) oljeforekomstene i Østre Venezuela [66][67][68]. Modelleringsstudier systematiserer forståelsen for petroleumssystemet i området [69][70].

Det er et viktig etisk prinsipp at man i en vitenskapelig diskusjon ikke holder tilbake informasjon om andre relevante arbeider, særlig når slike er basert på store volum av data og godt testede teorier. Dette i motsetning til hva man på Hedberg et al., [58]s tid hadde av forståelse for eller data rundt kildebergarter. Bjørkum utelater all moderne litteratur om området som gir en helt annen fremstilling enn hans. Bjørkum mener tydeligvis at leserne skal beskyttes mot det moderne arbeidet som er gjort i området slik at de ikke skal ha mulighet til å vurdere hva som er mest sannsynlig.

Når det gjelder temperaturer for oljedannelse, inneholder studiene til Hedberg et al.,[58] ingen forsøk på studier av de umodne skifrene. Vi må ikke sammenligne med studier i USA av virkelige kildebergarter, hvor man gjettet på lave temperaturer fordi man ikke hadde noen god måte å vurdere graden av erosjon. Hedberg [49] beskriver det slik: «Based on present subsurface temperatures, geothermal gradients, and estimated maximum overburden, it appears that relatively few petroleums have ever been exposed to temperatures of more than about 120 ºC, and that most probably originated at temperatures far below 100 ºC. » Etter at det ble kjent at Mexico-gulfen hadde så mye som 18 km med sedimenter, og enorme tykkelser av tertiære sedimenter, står de gamle erosjonsestimatene som usannsynlige.

Dannelse av olje i kalde (≈30 ºC) og vannrike (≈50 prosent+) sediment

Bjørkum påpeker at jeg bruker mange ord på å forklare at det ikke finnes tungolje i kalde (<30-40 ºC) «kildebergarter». Det stemmer, i motsetning til Bjørkums «teori» hvor han bruker ingen ord på emnet, og ingen ord på hvordan han mener slik olje skulle dannes. Det er jo spesielt i en «teori» som skal introdusere et paradigmeskifte om hvordan olje dannes og modifiseres.

I tillegg lager han en historie med referanse til Hedberg et al.: «Michelsen har åpenbart ikke fått med seg, noe Hedberg et al var klar over, at de kjemiske løsningsmidlene man brukte for å ekstrahere olje fra kildebergarter, ikke kunne brukes til å si hva som var til stede i kildebergarter eller hvilken fraksjon som ble drevet ut.» At Hedberg et al., sier noe slikt har ingenting med virkeligheten å gjøre. Se lenger ned.

Jeg påpeker at vi vet fra 50 år med geokjemiske arbeider at vi ikke har fått dannet/observert tungoljer/oljer i sediment som ikke har vært varmet til mer enn 30-40 ºC og som er dominert av vann. Nå «adresserer» Bjørkum dette med at heller ikke Hedberg et al., kunne vise til slike studier så derfor antok de at det var tungolje i slike sediment og at dette ikke er en uvitenskapelig tilnærming. Hedberg et al, [58] antok kun med stratigrafiske argument, at oljen var dannet lokalt med lite lateral migrasjon. Som nevnt tidligere beskriver de oil stain i Temblador, men så det kun som et mulig tillegg, og de kjente ikke til at en av verdens beste kildebergarter (La Luna ekvivalent som Hedberg var fullstendig klar over var en virkelig kildebergart) ligger i kjøkkenet nedenfor Oficina-feltet. Hedberg et al, [58] gjorde ingen forsøk på å teste om skifrene i Oficina-feltet kunne representere kildebergarter.

Grunnen til at Hedberg et al.,[58][59] hadde låst seg fast på at oljedannelse måtte være tidlig når det fremdeles foregikk stor kompaksjon, var intet annet enn at de ikke kunne se at oljen kunne forlate kilden hvis den ikke ble flushet ut av kompaksjonsvannet mens sedimentet fremdeles var permeabelt. I dag vet vi at det omvendte er tilfelle. For effektiv ekspulsjon må sedimentet være impermeabelt med restene av vann stort sett i en adsorbert tilstand. Kerogenet under oljedannelse lager sin egen oljevåte porøsitet, og kompaksjonen av kerogenet relatert til oljedannelsen er hva som driver ut oljen. Prosessen er faktisk godt kjent fra arbeidet til McKenzie [74] om smelting og kompaksjon av mantelbergarter.

Totalt omvendt av hva Bjørkum hevder, så hadde Hedberg [49] en god forståelse av hvordan man kan gjenkjenne en kildebergart og demonstrerer også Bjørkums selektive referering. Hedberg [49] bruker faktisk en full spalte (en halv side) på hvordan man kan gjenkjenne kildebergarter. Dette nevner selvsagt ikke Bjørkum.

Hedberg [58] lister Erdmans [75] kriterier for å gjenkjenne kildebergarter og har ingen motforestillinger om de.

Hedberg [58] skriver:

«Erdman [75] has approached the identification of source rocks on the basis that the source rock of petroleum must contain a residium of petroleum and that to qualify in this respect it must show the prescence in appreciable quantities of:

(a) the light aromatic hydrocarbons consisting of benzene, toluene, ethyl-benzene, the xylenes, naphtaenes, etc,

(b) the light aliphatic hydrocarbons consisting of methane, ethane, propane, the butanes, pentanes, etc.

(c) the intermediate and heavy aliphatic naphtenic, and aromatic hydrocarbons.

(d) the asphaltic constituents commonly referred to as resins and asphaltenes.»

Allerede på tidlig sekstitallet hadde man altså forstått at det organiske materialet i ferske sedimenter, som Bjørkum hevder er kildebergarter, ikke hadde noe å gjøre med petroleum.

Spørsmål: Hvorfor er ikke Bjørkum konsekvent med sin referering til Hedberg et al., men i stedet velger og vraker bak kulissene?

Bjørkum påstår: «Except for the first 30m (Smith, 1952a,b; 1954), reliable source rock data covering the upper 1.5 km sedimentary section are missing (Cordell, 1972; Tissot and Welte, 1984; Hunt, 1995) which makes it impossible to document or test the shallow oil expulsion model from TOC data.» Dette har ingenting med virkeligheten å gjøre. Det er tonnevis av analyser fra friske sediment, og fra grunne kjerner mye dypere enn 30 m.

Bjørkum diskuterer selvfølgelig ikke dette.

Hva som skjer med det makromolekylære kerogen fra temperaturer fra ≈30 ºC opp til rundt 80 ºC er godt dokumentert, og det involverer ikke dannelse av petroleum. Den enkleste måten å se dette på er å plotte kildebergarts-element data i et van Krevelen-diagram (H/C mot O/C), plotte karbon verdiene og samtidig måle petroleumskonsentrasjonen i sedimentene. Som jeg har gått inn på i tidligere innlegg; «Studier fra umoden til moden via f.eks. elementanalyse, Rock-Eval, refleksjonsmikroskopi, mikro-fluoresens spektroskopi, (mikro)FTIR, NMR og 13C CP/MAS viser elegant når kerogenet brytes ned, aromatiseres/kondenseres og frigjør petroleumsfluider.»

Bjørkum som vanlig er uvillig til å diskutere disse data sammen med ekstrakt data, selv om de er de viktigste angående dokumentasjon av oljegenerering.

Spørsmål: Hvorfor ignorerer Bjørkum de viktigste data fra naturlig modnet kerogen, som forteller mest om hva som skjer i naturen angående petroleumsgenerering?

Bjørkum påstår uten data eller fysikalsk kjemisk teori at petroleum dannes før eller samtidig med dekarboksyleringen av kerogenet. Alle observasjoner viser det motsatte. Bjørkum ignorerer også at det foregår betydelig dehydrering samtidig med dekarboksyleringen. Alle fysikalske kjemiske beregninger viser at de fleste bindingene involvert i petroleumsdannelse er for sterke til å ryke (uten uendelig tid) ved så lave temperaturer. At petroleum ikke finnes i bassenger uten modne kildebergarter noen steder i verden er konsistent med dette. Det i seg selv burde være tilstrekkelig for at Bjørkum ser at det han hevder er feil.

Hedberg [58] skriver: «It does seem reasonable that increase in temperature with depth below the depositional interface should tend toward generation and release of volatiles from organic matter and toward facilitating petroleum generation and primary migration by promoting solution and chemical change and by increasing mobility through decreased viscosity.» Han forsetter så med at det vil gjelde helt fra overflaten og nedover: Det setter ingen temperatur betingelser ifølge ham. Hedberg [49] skriver dette av to grunner.

1) Han mente at den eneste måten petroleum kunne forlate kildebergarten på, var ved å bli flushet ut med kompaksjonsvannet. Det var ingen dum idé siden kreftene involvert i kompaksjon (differanse mellom porevannstetthet og mineral- og kerogentetthet) er mye større enn de kreftene Bjørkum involverer i sitt forslag. Han mente at oljen ikke kunne komme ut av kilden ved de lave porøsiteter og permeabiliteter som var i «fullt kompakterte» kilder. Derfor mente Hedberg at oljegenereringen måtte skje tidlig mens sedimentene fremdeles gjennomgikk sterk kompaksjon.

Det Hedberg [49] ikke var klar over var mengden kerogen i skikkelige kildebergarter. Han hadde heller ikke noen formening om hvordan kerogen var distribuert i kildesedimentene. Palciauskas [71] tok opp emnet og demonstrerte at volumet av kerogen i kildebergarter er så stort at det ikke kunne ligge og flyte i porevannet som mange mente på den tiden. Palciauskas [71] påpekte at kerogenet er en del av bergartsmatriksen og utsatt for det litostatiske trykket. Når petroleum genereres fra kerogen, vil en del av det faste stoffet overføres til en lavviskøs væske. Kerogenet danner sin egen porøsitet. Kerogenet er oljevått og en oljevåt porøsitet er transportmediet ut av kilden. Drivkraften er som andre gravitasjonssegregeringer: tetthetsforskjellen mellom oljen og bergartsmatriksen. Det lille av vann som er igjen i skifrene er stort sett adsorbert og i mindre grad absorbert til kerogenet.

Det er også viktig at en stor del av dannet petroleum befinner seg i en absorbert tilstand. For en diskusjon av det se arbeidene til [72] og [73].

2) Hedberg kjente ikke til at fysikalsk kjemiske beregninger viser at de fleste bindingene involvert i petroleumsdannelse er for sterke til å ryke (uten uendelig tid) ved så lave temperaturer som i grunne sediment. Det er den enkle forklaringen på at det ikke observeres sammensetninger som er lik petroleum i grunne sediment. Målinger av petroleumsdannelse i naturen, ved studier både av kerogenet og av produktene viser at disse prosessene blir betydelige ved temperaturer rundt 80 ºC. Når ekspulsjon starter, avhenger det først og fremst av genereringskapasiteten av kerogenet, noe som er lett å demonstrere via massebalanse.

Bjørkum legger ikke frem noen som helst «teori» om hvordan oljen dannes. Han har bare en statisk ide om at oljen bare er der når CO₂gjør den transporterbar.

Spørsmål: Mener Bjørkum at fysikalsk-kjemikere og geokjemikere har misforstått styrken på de ulike kjemiske bindingene i deres forskjellige miljø, og at energiestimatene, og derfor aktiveringsparametre i moderne litteratur er fundamentalt gale? Er ikke det er en forutsetning for at teorien til Bjørkum ikke skal falsifiseres?

Ekspulsjon i Bjørkums modell

Bjørkum starter med: «In this paper the shallow/early oil expulsion model advocated by most oil explorer prior to 1970, is revitalized and improved.» Det er dessverre fri fantasi at det var noe konsensus om oljeekspulsjon før 1970. Selv i dag er det to modeller: 1) ekspulsjon skyldes volumøkning av det totale organiske materialet eller 2) ekspulsjon skyldes kompaksjon av kerogenet. Langsomt aksepterer flere og flere spesialister den andre versjonen: Når petroleum genereres fra kerogen, vil en del av det faste stoffet overføres til en lavviskøs væske. Kerogenet danner sin egen porøsitet. Kerogenet er oljevått og en oljevåt porøsitet er transportmediet ut av kilden. Drivkraften er som andre gravitasjonssegregeringer: tetthetsforskjellen mellom oljen og bergartsmatriksen. Det lille av vann som er igjen i skifrene er stort sett adsorbert og i mindre grad absorbert til kerogenet. Det er viktig at vannet er stort sett immobilisert og bergartsmatriksen er impermeabel til vann. Ellers ville vi fått stor interferens mellom oljen og vannstrømmingen.

I følge Bjørkum, bygger hans arbeid på Hedberg et al.,s [49][58]59] arbeid. Så demonstrerer Bjørkum at han er i stand til å lese ting fra dem som ikke er skrevet. Han hevder at når Hedberg [49] skriver: «Most oils was probably formed early, but some late; Some resullted from high temperatures, some not.» så mener Bjørkum jeg misforstår. Av ukjent grunn får Bjørkum dette til å bety at Hedberg [49] snakket om to ting: dannelse og utdrivning. Dessverre sier Hedberg ingenting om det her. Ut fra dette begynner jeg å forstå hvorfor Bjørkum generelt ikke er i stand til å reprodusere hva Hedberg [49] skriver. Hedberg [49] er på ingen måte sikker på at olje alltid dannes tidlig. Hedberg [49] er åpen for begge deler. Dette skriver han om La Luna i Maracaibo-bassenget: «Either a late generation in source rocks or a late migration from source rocks appears to be required.»

Bjørkum påstår at for Hedberg et al.,[49][58]59] «kom utdrivningen før modningen.» «Dannelse av «crude oil»-modningen skjer etterpå og i reservoaret.» Fra forrige sitat fra Hedberg om La Luna, så er det klart at Hedberg [49] ikke hadde noen slik generell ide. Hedberg hadde selvfølgelig ingen måte å demonstrere når oljen i kildebergarten var dannet.

Som nevnt tidligere: Hedberg et al.,[58][59] var fastlåst på at ekspulsjon måtte skje mens det ennå foregikk ekstensiv kompaksjon, og at oljen ble drevet ut av porevannet. Det var derfor det var så vanskelig for ham å akseptere alle de andre observasjonene som pekte på sen dannelse i varme «impermeable» sedimenter. Hedberg et al.,[58] kunne ikke bruke teknikken Hedberg [49] selv aksepterte for gjenkjenning av kildebergarter på skifrene i Oficina 17 år seinere. Hvis Hedberg [49] hadde gått tilbake til Oficina med erkjennelsen av hvordan kilder kan gjenkjennes (i tillegg til det organiske materialet) ville han ha måtte konkludere at det tidligere tankesettet til Hedberg et al. [58] må være feil.

Men hva er Bjørkums modell?

Her kommer det an på om vi ser på hva Bjørkum skrev i sin opprinnelige artikkel (a), eller om vi ser på hva han skriver i sitt siste innlegg mot meg (b).

I begge tilfeller går Bjørkum i fullstendig ring rundt de poengene jeg har lagt frem angående CO2.

I Bjørkum sin opprinnelige artikkel (a) har vi:

Bjørkum begynner med: «CO2 gas is injected to enhance oil production from reservoirs (Abedini et al., 2014). CO2 gas might reduce the viscosity of heavy oil by three orders of magnitude (Zhou, 2018; Behzadfa and Hatzikirakos, 2014) due to the development of CO2 gas bubbles within the oil which causes the volume of CO2-oil mixture to increase by some 30 per cent at confining pressures between 30bar and 70/100bar (Abedini et al., 2014). «

Bjørkum skriver «CO2 gas also causes solid organic matter to swell by a few percent (Tesson and Firoozabadi, 2019) [78]. The net effect of increased CO2-gas in oil is therefore a significant volume expansion of the millimetre to sub-millimetre thin organic laminae which lifts the overburden resulting in the development of tensional fractures (Mandl and Harkness, 1987). [79]«

Det er selvfølgelig ingenting som injiserer CO2 inn i Bjørkum sine sedimenter. All CO2 kommer fra kerogenet. Samtidig som denne dekarboksyleringen foregår, har vi også ekstensiv dehydrering. Dette medfører at CO2 og H₂O kommer fra kerogenet og kerogenmassen synker. Det er lett å se at dette masse/volum-tapet er mye større enn mulig svelling av kerogenet. I tillegg må jo kerogenet frigjøre oljen på ett eller annet stadium (data viser at dette skjer etter dekarboksyleringen i virkelige kilder, but who is counting).

Videre så er Bjørkum sin CO2-svelling fra simuleringer i en ren CO2-atmosfære. Bjørkum påstår at det ikke spiller noen rolle fordi «vann har så lav løselighet i organisk materialer der CO2-gassen blir produsert, at vannet betyr lite- slik vann betyr lite når man bruker ren CO2-gass for å øke produksjonen av tungolje.» Hva Bjørkum tenker her, er vondt å se. Men det er ikke vann sin løselighet i organisk materiale som er poenget; det er vann sin evne til å blokkere og pasifisere potensielle adsorpsjonspunkter som teller. Derfor måles det stor forskjell i særlig adsorpsjonsevnen til kerogen som en funksjon av fuktighet. Jeg har tidligere gitt Bjørkum en referanse som han bør lese [80] som viser den dramatiske effekten på metanadsorpsjon.

Men det viktigste er at volumtapet fra olje, CO2- og H2O-frigjøring fra kerogenet gir mye større volumtap enn den lille potensielle svellingen av kerogenet. Kerogenet vil derfor minske i volum og ikke øke, som Bjørkum påstår.

Spørsmål: Jeg har påpekt volumforholdene tidligere. Hvorfor adresserer ikke Bjørkum dette?

Bjørkum mener at referansen til Mandle og Harkness [79] er en relevant sammenligning angående oljefylte sprekker. Ingenting kunne være lengre fra virkeligheten. De forfatterne beskriver hva som kan skje i en meget lavpermeabel takbergart over en oljesøyle, et fullstendig ulikt system til Bjørkums «kildesediment».

Spørsmål: Hvorfor mener Bjørkum at [79] har noen relevans til hans kalde og porøse «kildebergart»?

Bjørkum mener at CO2 produksjonen fra kerogen medfører dannelse av foamy oil. Dessverre har Bjørkum fullstendig misforstått hvordan slikt dannes i reservoaret. Bjørkums misforståelse viser at han ikke behersker elementære likevekter i slike systemer og Henrys lov. For at oljen skal danne mikrobobler, må trykket minskes rundt 10 – 20 prosent under metningstrykk. Først må vi ha nok CO2 til å mette oljen, og så må den trykkavlastes. Det er ingenting i Bjørkum sin modell som påfører en slik fysisk forandring og det er usannsynlig at nok CO2 kan dannes i systemet for at oljen blir mettet. For at vi skal vurdere hvor mye CO2 er tilgjengelig mellom kerogen, olje og vann må vi gjøre likevektsberegning for disse fasene; lik fugasitet i alle faser.

Spørsmål: Tror virkelig Bjørkum at det vil dannes foamy oil, kun ved å generere CO2 fra kerogenet? Det må Bjørkum forklare.

Spørsmål: Hvordan tenker Bjørkum seg at kilden blir trykkavlastet, eller tror han at det ikke er nødvendig?

Vann er den dominerende fasen i sedimentet med rundt 50 prosent. Løseligheten til CO2 i sjøvann er rundt 0.04g/g for aktuelle trykk og temperaturer. Tilsvarende i en typisk tungolje omtrent det dobbelte. Med fem prosent olje vil likevel vannet inneholde rundt fem ganger mer CO2 enn oljen. For å mette oljen må vi ha rundt seks ganger mer CO2 enn hvis vannet ikke var til stede.

Spørsmål: Bjørkum har åpenbart ikke regnet på dette, men det kan være interessant å høre hans kvantitative vurderinger av dette.

Spørsmål: Hvor befinner oljen seg i Bjørkums modell: Oppløst i kerogen? Som oljedråper inne i kerogenet? Ved siden av kerogenet? Eller noe annet?

Spørsmål: Hvis Bjørkum tenker seg oljen oppløst i kerogenet (for at det skal ha samme trykk) så må det jo likevektsberegninger til for å beregne metning samt hvordan sammensetningene fraksjoneres når kerogenet frigjør olje. Hvordan tenker Bjørkum seg dette i sin modell. Se [52][72][73] for beskrivelser av problemet og teknikker for å løse likevektsproblemet.

Spørsmål: Hvordan forklarer Bjørkum kraftbalansen mellom bestanddelene i kilden. Hvordan unngår oljen å stå i full kraftbalanse med vannet i dette «løse»/ tidlig diagenetiske sedimentet som er dominert med vann?

Det Bjørkum skriver i sitt siste innlegg mot meg (b).

Bjørkum sier nå at «trykket i det organiske materialet, og dermed oljen/hydrokarbonene i den, til enhver tid blir det samme som bergartstrykket.» Så sier han at «når det dannes CO2-gass bobler i det, utvider de organiske laminaene – og oljen seg, og da dannes det horisontale sprekker i leirsteinen.»

Nå i Bjørkum sin nye versjon, så er det ikke lengre bare oljen som danner bobler (foamy oil). Nå dannes det også bobler i kerogenet (foamy kerogen).

Som jeg påpekte over, sa bruker Bjørkum sin totale misforståelse av hvordan foamy olje og nå også foamy kerogen kan dannes. (Skal ikke påstå at foamy kerogen kan dannes). For å gjenta: først må oljen mettes, men så må det en betydelig trykkavlastning til, typisk 10 – 20 prosent under metningstrykk for at mikrobobler skal dannes. Bjørkum sin modell inneholder ingenting om en slik trykkavlastning.

Spørsmål: Når Bjørkum sier at «trykket i det organiske materialet, og dermed oljen/hydrokarbonene i den, til enhver tid blir det samme som bergartstrykket.» må han informere oss om hva tilstanden til oljen er i kerogenet. Snakker han om absorpsjon, som i beskrivelsene fra [52][72][73] og trykktilstanden er som i modellene til [52][81][82]? Mener Bjørkum i tilfellet at en slik systembeskrivelse er meningsfull når sedimentet er dominert av mobilt vann; Modellene som har en slik beskrivelse, forutsetter jo at vannet ikke lengre er mobilt.

Alle problemene med at kerogenvolumet minsker grunnet frigjøring av CO2, H2O og olje gjelder her på lik linje.

Hydrogeneres petroleum i reservoarer?

Bjørkum bruker raffineri hydrocracking som modell for omdanning av tungolje til lettolje i reservoarer. Jeg påpekte at det som skjer under hydrocracking er fundamentalt annerledes og fullstendig ulikt det som kan skje i reservoar. Bjørkum har ikke brydd seg om å adressere dette.

Det burde være åpenbart at hydrocracking ved temperaturer gjerne over 400 ºC (og over 800 ºC for tungoljer) i en hydrogenrik atmosfære og med katalysatorer ikke er sammenlignbart med vanlige reservoarprosesser. Hydrogen forekommer ikke i vanlige oljereservoar med annet enn sporkonsentrasjoner. (Der er det vanligvis assosiert med metanogenese via samarbeid mellom spesifikke bakterier og arkebakterier).

Spørsmål: Hvordan tenker Bjørkum seg at raffineriprosesser har noen relevans til oljereservoarer?

Hvorfor laboratorieeksperimenter ikke egner seg til å studere ekspulsjon; til det må vi studere naturlig materiale

Det har vært utført ekspulsjonsforsøk med pistolsylindre i høytemperatur reaktorer. Disse kan si litt om mekanismene som er involvert, men de har et fundamentalt problem. Det har også vært hevdet at vandig pyrolyse simulerer både dannelse og ekspulsjon, men få spesialister tar lengre det alvorlig selv på vandig pyrolyses hovedstad i Tulsa.

Grunnen til at det ikke er mulig å simulere samtidig dannelse og ekspulsjon i laboratoriet, og skalere det tilbake til naturen, er at reaksjonskinetikken til petroleumsdannelse, med brudd på kovalente bindinger i kerogenet, har en helt annen temperaturavhengighet enn reologiene involvert i sedimentdeformasjonen under petroleumsdannelse som hovedsakelig er diffusjonsstyrte. For brudd på kovalente bindinger har vi veldig høye aktiveringsenergier og pre-eksponentielle faktorer. For deformasjon har vi veldig lave aktiveringsenergier og lave pre-eksponentielle faktorer. Derfor vil forholdet mellom petroleumsdannelse og deformasjon være forskjellig i naturen sammenlignet med på laboratoriet hvor vi har mye høyere temperaturer og oppvarmingshastigheter.

I naturen øker petroleumsdannelseshastigheten kraftig ved økende temperatur, mens på laboratoriet vil den kun dobles omtrent per 10 ºC økning. Deformasjonshastigheten derimot økes omtrent likt ved økende temperatur både i naturen og på laboratoriet.

Har Bjørkums gassteori kostet skattebetalerne mye penger?

Bjørkum skriver at Michelsen påstår at hans teori for gass har kostet de norske skattebetalerne mye penger, og at Bjørkum ikke vet hvor jeg har den historien fra. I Bjørkums vanlige stil forvrenger han hva jeg skrev, og fra hva jeg faktisk skrev kunne ikke Bjørkum unngå å lese hvor historien kom fra. Dette er hva jeg skrev:

«Skal vi tro kommentarer på Geo365.no så har jo Equinor allerede testet, etter overtalelse fra Bjørkum, Bjørkums gassteori med to tørre brønner i Stordbassenget, betalt med 78 prosent av Norske skattebetalere.» Dette var en kommentar fra en tidligere kollega av Bjørkum i Equinor.

Sluttskrift

Bjørkum skriver: «Den nye gassteorien bygger på gass som er funnet og (kvante)kjemi (noe dagens geokjemikere har et anstrengt forhold til.)» Igjen benytter Bjørkum anledningen til å fortelle oss om hans kunnskaper i kvantemekanikk. Han informerer oss også om at han skjønner denne grenen av kvantemekanikk bedre enn dagens geokjemikere.

Nå som gassteorien faktisk er ute, ser vi at Bjørkum ikke bringer inn kvantekjemi i den. Det ser ikke ut som om Bjørkum selv er klar over hva hans gassteori går ut på.

Til slutt hevder Bjørkum at det er verd å merke seg at den gassen oljeindustrien har påvist, i all hovedsak er funnet mens vi trodde vi skulle finne olje. Det er en sannhet med modifikasjoner. De største gassfeltene på norsk sokkel; Troll og Ormen Lange ble funnet fordi man så gass-olje og gass-vannkontaktene i seismiske data.

Ellers spiller organisk geokjemi en nesten neglisjerbar rolle i vanlig petroleumsprospektering. 99 prosent av arbeidet er å få en så god som mulig seismisk avbildning av undergrunnen, og selve tolkningen av seismikken. Tolkningsarbeidet fokuserer på feller og geologisk integrering av kjent sedimentologi og sedimentologiske modeller for å vurdere sannsynligheten for at brukbare reservoar finnes. Så bruker man mye DHIs (Direct Hydrocarbon Indicators) og særlig amplitudeanomalier (AA).

Problemet der er at AA lettest dannes via gass og selv meget små metninger gir stor seismisk respons. Så håper man at anomaliene er fra olje, eller at det er olje under og at det ikke er kalsittsement :-). Det er mye psykologi i oljeleting (og organisk geokjemi :-)). Integrering av organisk geokjemi begrenser seg normalt til å gi sannsynligheter for olje eller gass. Det går stort sett på «hvor dypt» den antatte kilden sitter, eller i heldige tilfeller; hva som allerede er funnet.

Petroleumsdannelse og migrasjon foregår normalt på en skala langt mindre enn den seismiske oppløsningen. Det er ikke av vond vilje, men et fysisk faktum. (For tykkere kilder er det fullt mulig å sannsynliggjøre at en pakke representerer en kildebergart fordi kerogen har så lav tetthet at topp og bunn gir karakteristiske refleksjoner. Med mye brønnkontroll kan man til og med via AI-kuber følge med graden av oljedannelse og ekspulsjon fordi slikt gir tydelig økning i bergartstetthet og hastighet utenfor området med stor ekspulsjon av vann.

Som geokjemikere vet vi at forekomstene av olje vs. gass er utrolig følsomt for 3D-geometrien til både kilde (kjøkken) og migrasjonsvolumene. Hvis det er mye vertikal migrasjon som f.eks. mot tertiære prospekt i Nordsjøen, kan vi like gjerne gjette med å stikke hodet ut gjennom vinduet for å gi sannsynligheter for olje og gass. Noen steder klarer tidlig tung olje å komme seg opp gjennom tykke sekvenser intakt, mens andre steder felles mesteparten av oljen som «solid bitumen» og vi får grunnere forekomster av meget lette oljer (og gass) (Handil-feltet i Indonesia er et godt eksempel med enorme mengder utfelt bitumen gjennom den dypere sekvensen).

Det er sjeldent mulig å kartlegge seismisk et petroleumssystem med en tilstrekkelig oppløsning. Den beste bruken av geokjemi er faktisk i post-appraisal prosessen hvor man har brønndata (for de selskapene som tar det alvorlig) og da må man gå lengre enn stikkordkonklusjoner som «ingen kilde», «ikke reservoar» osv.

Å kalle inn en geokjemiker til et en-times post-appraisalmøte med 50 deltagere dagen etter, gjør at en manager kan merke av «appraisal utført-boksen» i notatblokken, men man kunne like gjerne ha fyrt i ovnen med selskapets penger.

Jeg har gitt Bjørkum et sett med konkrete spørsmål som går til kjernen av det han kaller «en teori for Timing of oil expulsion from source rocks and a revitalization of the pre-1970 model.»

Bjørkum mener jeg tror jeg har funnet sannheten. Dessverre har jeg bare funnet én sannhet, og det er at så langt har Bjørkum demonstrert en helt utrolig ignoranse av hva som har foregått innen organisk geokjemi og petrologi de siste 50år.

I tillegg avslører han en tilsvarende ignoranse innen fysikalsk kjemi. Bjørkum har muligheten til å rette opp mitt inntrykk rundt dette.

Det har ingen hensikt å fortsette diskusjonen hvis Bjørkum ikke er interessert i å adressere mine motargument rundt hans «teori». Hvis Bjørkum gir klargjørende svar på mine spørsmål, er jeg villig til å følge opp i en videre diskusjon.

JOHAN K MICHELSEN

Michelsen er pensjonert petroleumsgeologi/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] Bastin, E., 1926. Microorganisms in oilfields. Science 63, 21–24.

[2] Bernard, F.P., Connan, J., 1992. Indigenous microorganisms in connate waters of many oilfields: a new tool in exploration and production techniques. SPE 24811. In: 67th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, Washington, DC, October 1992, pp 467-476.

[3] Magot, M., Connan, J., 1993, Ancient bugs in exploration and production. New Scientist (Elf Suppl.) April 1993, 14–15.

[4] Magot, M., Connan, J., Crolet, J.-L., 1994. Les bacte ́ ries des gisements pe ́ troliers. La Recherche 228, 25. 936-937.

[5] Connan, J., Lacrampe-Coulombe, G., Magot, M. 1996, Origin of gases in reservoirs. In: Proc. 1995 International Gas Research Conference, Cannes, France, 6–9 November, 1995. Government Institutes, Inc, Rockville, USA, pp 21–61.

[6] BeederJ,NilsenRK,RosnesJT,TorsvikTogLienT(1994)Archae- globusfulgidus isolated from hot North Sea oil field water. Appl. Environ. Microbiol. 60: 1227-1231.

[7] Beeder J, Torsvik T ogLien T (1995) Thennodesulforhabdus norve- gicus gen. nov., sp. nov., a novel thermophilic sulfate-reducing bacterium from oil field water. Arch. Microbiol. 1 6 4 331-336.

[8] Belyaev SS, Wolkin R, Kenealy WR, De Niro MJ, Epstein S og Zeikus JG (1983) Methanogenic bacteria from the Bon- dyuzbskoe oil field general characterization and analysis of stable-carbon isotopic fractionation. Appl. Environ. Microbiol. 45: 691-697,

[9] Davydova-Charakhch’yan IA, Kuznetsova VG, Mityushina LL og Belyaev SS (1992a) Methane-forming bacilli from oil fields of Tataria and westem Siberia. Microbiology (Engl. Tr.) 61: 299- 305.

[10] Galushko AS og Rozanova EP (1991)Desulfobacteriuntcefonicum. sp. nov: a sulfate-reducing bacterium which oxidizes fatty acids and ketones. Microbiology (Engl. Tr.) 60: 102-107.

[11] Gevertz D., .Paterek, J.R., Davey M.E., and Wood W.A. 1991. Ch. R6 Isolation and Characterization of Anaerobic Halophilic Bacteria From Oil Reservoir Brines. Developments in Petroleum Science. Vol 31, 1991. Pages 115-129.

[12] Lien T og Beeder J (1997) Desulfobacter vibrioformis sp. nov., a sulfate-reducer from a w a t e r 4 1 separation system. Int. J. Syst. Bacteriol. 47: 1124-1 128.

[13]Magot,M.,Ollivier, B. and Patel, B.K.C. 2000, Microbiology of petroleum reservoirs. Antonie van Leeuwenhoek 77: 103-116,2000. Kluwer Academic Publishers.

[14] Ng TK, Weimer PJ ogGawel LJ (1989) Possible nonanthropo- genic origin of two methanogenic isolates from oil-producing wells in the San Miguelito field, Ventura county, California. Geomicrobiol.J. 7: 185-192.

[15] Rajbongshi. A., and Gogoi, S.B. 2021. A review on anaerobic microorganisms isolated from oil reservoirs. World Journal of Microbiology and Biotechnology. Volume 37, Article number: 111 (2021)

[16] Rees GN, Grassia GS, Sheehy AJ, Dwivedi PP og Patel BKC (1995)Desulfacinum infemuingen. nov., sp. nov., athermophilic sulfate-reducing bacterium from a petroleum reservoir. Int. J. Syst. Bacteriol. 45: 85-89.

[17] Rozanova EP, Nazina TN og Galushko AS (1988). Isolation of a new genus of sulfate-reducing bacteria and description of a new species of this genus, Desulfomicrobium aspheronuin gen. nov. sp. nov.. Microbiology (Engl. Tr.) 57: 634-641.

[18] Fardeau ML, Cayo1JL,Magot M og OllivierB (1993) Hz oxidation in the presence of thiosulfate by a Thermoanaerobacfer strain isolated from an oil-producing well. FEMS Microbiol. Lett. 113: 327-332.

[19] Fardeau ML, Ollivier B, Patel BKC, Magot M, Thomas P, Rim- bault A, Rocchiccioli F og Garcia JL (1997) Thennotoga hy- pogea sp. nov., a xylanolytic, thermophilic bacterium from an oil-producing well. Int. J. Syst. Bacteriol. 47: 1013-1019.

[20] Jeanthon C, Reysenbach AL, L’Haridon S, Gambacorta A, Pace NR,Glénat P og Prieur D (1995) Thermofoga subferranea sp. nov., a new thermophilic bacterium isolated from a continental oil reservoir. Arch. Microbiol. 1 6 4 91-97.

[21] Tardy-Jacquenod C, Magot M, Patel BKC, Matheron R og Caumette P (1998) Deslrlfotomacichnz halophilum sp. nov., a new halo- philic, spore-forming, sulfate-reducing bacterium isolated from oil production facilities. Int. J. Syst. Bacteriol. 48: 333-338.

[22] Nazina TN, Ivanova AE Kanchaveli LP og Rozanova EP (1988) A new thermophilic methylotrophic sulfate-reducing bacterium, Desulfofomaculumkuznefsovii sp. nov. Microbiology (Engl. Tr.) 57: 823-827.

[23] Ollivier B, Cayol JL, Patel BKC, Magot M, Fardeau ML og Garcia JL (1997)Methanoplanus petrolearius sp. nov., anovel methano- genic bacterium from an oil producing well. FEMS Microbiol. Lett. 147: 51-56.

[24] Ollivier B, Fardeau ML, Cayol JL, Magot M, Patel BKC, Prensier G og Garcia JL (1998) Characterization of Merhanocalculus halo- toleraizs gen. nov., sp. nov., isolated from an oil-producing well. Int. J. Syst. Bacteriol. 48: 821-828.

[25] Nilsen RK og Torsvik T (1996) Methanococcus themzolithotrophi-cus isolated from North Sea oil field reservoir water. Appl. Environ. Microbiol. 62: 728-73 1.

[26] Ni S og Boone DR (1991) Isolation and characterization of a di- methyl sulfide-degrading methanogen, Methanolobus siciliae H1350, from an oil well. Int. J.Syst. Bacteriol. 41: 410-416.

[27] Ravot G, Magot M, Ollivier B, Patel BKC, Ageron E, Grimont PAD, Thomas P og Garcia JL (1997) Haloanaerobium congolense sp. nov., an anaerobic, moderately halophilic, thiosulfate- and sulfur-reducing bacterium from an african oil field. FEMS Microbiol. Lett. 147: 81-88.

[28] Nazina TN og Rozanova EP (1978) Thermophilic sulfate-reducing bacteria from oil strata. Microbiology (Engl. Tr.) 47: 142-148.

[29] Nilsen RK, Torsvik T ogLien T (1996) Desulfotomaculum thermo-cisremum sp. nov., a sulfate-reducer isolated from a hot North Sea oil reservoir. Int. J. Syst. Bacteriol. 46: 397-402.

[30] Magot M, Caumette P, Desperrier JM,Matheron R, Dauga C, Gri- mont F og Carreau L (1992) Desulfovibrio longus sp. nov., a sulfate-reducing bacterium isolated from oil-producing well. Int. J. Syst. Bacteriol. 42: 398403.

[31] Magot M (1996) Similar bacteria in remote oil fields. Nature 379 681.

[32] Magot M, Hurtevent C og Crolet JL (1993) Reservoir souring and well souring. In: Costa JM og Mercer AD (Eds.) Progress in the Understanding and Prevention of Corrosion (pp 573-575). The Institute of Materials, London, UK.

[33] Borzenkov IA, Belyaev SS,Miller YM, Davidova IA og Ivanov MV (1997) Methanogenesis in the highly mineralized stratal waters of the Bondyuzhskoe oil field. Microbiology (Engl. Tr.) 6 6 104- 110.

[34] Zengler K, Richnow HH, Rossello-Mora R, Michaelis W, Widdel F. Methane for-mation from long-chain alkanes by anaerobic microorganisms. Nature 1999;401:266–9.

[35] Biven A. A., Shen, Y and Voordouw. 2017. Control of Sulfide Production in High Salinity Bakken Shale Oil Reservoirs by Halophilic Bacteria Reducing Nitrate to Nitrite. Front. Microbiol., 21 June 2017 Sec. Microbiological Chemistry and Geomicrobiology.

[36] Miller CS, Baker BJ, Thomas BC, Singer SW, Banfield JF. EMIRGE: reconstruction of full-length ribosomal genes from microbial community short read sequencing data. Genome Biol. 2011;12:R44

[37] Liu YF, Galzerani DD, Mbadinga SM, Zaramela LS, Gu JD, Mu BZ, et al. Metabolic capability and in situ activity of microorganisms in an oil reservoir. Microbiome 2018;6:5.

[38] Hidalgo, K.J., Sierra-Garcia, I.N., Zafra, G. and Oliveira, V.M. 2021. Genome-Resolved Meta-Analysis of the Microbiome in Oil Reservoirs Worldwide. Microorganisms 2021, 9(9), 1812

[39] Berdugo-Clavijo C, Gieg LM. Conversion of crude oil to methane by a microbial consortium enriched from oil reservoir production waters. Front Microbiol 2014;5:197.

[40] Duncan KE, Gieg LM, Parisi VA, Tanner RS, Tringe SG, Bristow J, et al. Biocorrosive thermophilic microbial communities in Alaskan North Slope oil facilities. Environ Sci Technol. 2009;43:7977–84.

[41] Bian X-Y, Mbadinga SM, Liu Y-F, Yang S-Z, Liu J-F, Ye R-Q, et al. Insights into the anaerobic biodegradation pathway of n-Alkanes in oil reservoirs by detection of signature metabolites. Sci Rep. 2015;5:9801. Nature Publishing Group.

[42] Pannekens, M., Kroll, L., Müller, H., Mbow, F.T. and Meckenstock, R.U. 2019. Oil reservirs, an exceptional habitat for microorganisms. New Biotechnology 49 (2019) 1-9

[43] Li X-X, Liu J-F, Zhou L, Mbadinga SM, Yang S-Z, Gu J-D, et al. Diversity and composition of sulfate-reducing microbial communities based on genomic DNA and RNA transcription in production water of high temperature and corrosive oil reservoir. Front Microbiol. 2017;8:1–17.

[44] Gieg LM, Davidova IA, Duncan KE, Suflita JM. Methanogenesis, sulfate reduction and crude oil biodegradation in hot Alaskan oilfields. Environ Microbiol 2010;12:3074–86.

[45] Wang LY, Ke WJ, Sun XB, Liu JF, Gu JD, Mu BZ. Comparison of bacterial community in aqueous and oil phases of water-flooded petroleum reservoirs using pyrosequencing and clone library approaches. Appl Microbiol Biotechnol. 2014;98:4209–21.

[46] Pelet R., (1985) Evaluation quantitative des produits formés lors de lévolution géochimique de la matière organique. Rev. Inst. Fr. Pet. 40, 551-562.

[47] Cooles G.P., Mackenzie A.S. and Quigley T.M. (1986). Calculation og petroleum masses generated and expelled from source rocks. Organic Geochemistry, 10, 235-245.

[48 Pepper A.S. (1991) Estimating the petroleum expulsion behavior of source rocks: a novel quantitative approach. In: England W.A and Fleet (Eds) Petroleum Migration. Geol. Soc. London, Spec. Publ, 59: 9-31.

[49] Hedberg, H. D., 1964, Geologic aspects of origin of petroleum. AAPG Bulletin, vol. 48, no. 11, p. 1755-1803.

[50] Bjørkum, P.A., Walderhaug, O., og Nadeau, 2001. Thermally driven porosity reduction; Impact on basin subsidence. Geological Society London Special Publications 188(1):385-392

[51] Bjørkum, P. A., Walderhaug, O, and Nadeau. P.H. Physical constraints on hydrocarbon leakage and trapping revisited. Petroleum Geoscience, Vol 4 1998, pp 237-239.

[52] 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.

[53] Salehzadeh, M, Husein, M.M., Ghotbi, C, Dabir, B and Taghikhani, V. 2022. In-depth characterization of light, medium and heavy oil asphaltenes as well as asphaltenes subfractions. Fuel Vol 324, Part A, 15 September 2022, 124525

[54] Khavari Khorasani, G., 1975. The properties and structural ordering of some fossil bitumens. Volume I and Volume II. Unpublished PhD thesis at the University upon Tyne, February 1975.

[55] Khavari-Khorasani G. (1984). Free hydrocarbons in Uinta Basin, Utah. AAPG. V. 68, No 9, 1193-1197.

[56] Khorasani, G.K., Michelsen, J.K., 1993. The thermal evolution of solid bitumens, bitumen reflectance, and kinetic modeling of reflectance: Application in petroleum and ore prospecting. In Goodarzi, F., and Macqueen, R.W., eds., Geochemistry and petrology of bitumen with respect to hydrocarbon generation and mineralization. Energy Sources 15 (2), 181–204.

[57] Metcalfe, R.S., Vogel, J.L. and Morris. 1988. Compositional Gradients in the Anschutz Ranch East Field SPE Res Eng 3 (03): 1025–1032. Paper Number: SPE-14412-PA

[58] Hedberg, H. D., L. C. Sass, and H. J. Funkhouser, 1947, , Oil Fields of Greater Oficina area Central Anzoátegui Venezuela: AAPG Bulletin, v. 31, p. 2089-2169.

[59] Hedberg, H. D, 1954, World oil prospects – from a geological viewpoint: AAPG Bulletin, v. 38, n. 8, p. 1714-1724.

[60] Gibson, R.G., and Dzou, L.I.P. 2004. Shelf petroleum system of the Columbus basin, offshore Trinidad, West Indies. II. Field geochemistry and petroleum migration model. Marine and Petroleum Geology. Vol. 21, Issue 1, January 2004, Pages 109-129.

[61] Martinius, A W., Hegner, J., Kaas, I., Bejarano, C., Mathieu, X and Mjøs, R. 2013, Geologic reservoir characterization and evaluation of the Petrocedeño Field, Early Miocene Oficina Formation, Orinoco Heavy Oil Belt, Venezuela, in F. J. Hein, D. Leckie, S. Larter, and J. R. Suter, eds., Heavy- oil and oil-sand petroleum systems in Alberta and beyond: AAPG Studies in Geology 64, p. 103–131.

[62] James, K.H. 2000a. The Venezuelan hydrocarbon habitat, Part 1: Tectonics, structure, palaegraphy and source rocks.. Journal of Petroleum Geology, vo1.23(1), January 2000, pp 5-53.

[63] James, K.H. 2000b. The Venezuelan hydrocarbon habitat, Part 2: Hydrocarbon occurrences and generated-accumulated volumes. Journal of Petroleum Geology, vo1.23(2), January 2000, pp 133-164 .

[64] Talukdar, S.C., Gallango, O., and Chin-A-Lien, M.. 1985. Generation and migration of hydrocarbons in the Maracaibo Basin, Venezuela: an integrated basin study.Advances in Organic Geochemistry 1985, Organic Geochemistry, 10, 261-279.

[65] Talukdar, S.C., and Marcano, F.1994.Petroleum systems of the Maracaibo Basin, Venezuela.In: Magoon and Dow (Eds.), The Petroleum System – from source to trap: AAPG Memoir 60,463-482.

[66] Talukdar, S. C., 1992. Hydrocarbon Habitats of the Venezuelan Basins. DGSI Report, Houston.

[67] Talukdar, S. and De Bolivar E.H. 1982. Petroleum Geology of the Tuy-Cariaco Basin, Eastern Venezuelan continental shelf a preliminary appraisal. Infonnes Tecnicos, Intevep, S.A., 78 p.

[68] Talukdar,S.,C., Gallango, O and A.Ruggiero, A. 1987.Generation and migration of oil in the Maturin Subbasin, Eastern Venezuela basin. Advances in Organic Geochemistry, Organic Geochemistry, 13, 1-13, 537-547.

[69] Chigne, N., Russomanno, H. Sanches, A. Cellejon, A. Finno and Escalona N, 1993. Hydrocarbon Generation and Migration Modelling, Eastern Venezuela Basin. AAPG/SVG International Congress and Exhibition, Caracas, Abstracts, 41.

[70] Gallango, O., and Parnaud, F. 1993. 2-D computer modeling of oil generation and migration in a Transect of the Eastern Venezuela Basin. Conference: International congress of the American Association of Petroleum Geologists (AAPG), Caracas (Venezuela), 14-17 Mar 1993; Journal ID: ISSN 0149-1423.

[71] Palciauskas, V.V., (1991) Primary Migration of Petroleum. In: Forster, N.H., og Beamont, E.A. (Eds), Source and Migration Processes and Evaluation Techniques, Treatise of Petroleum Geology, Handbook of Petroleum Geology, The American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, 13-22.

[72] Young W.A. and McIver R.D. (1977) Distribution of hydrocarbons between oil and associated fine-grained sedimentary rocks – physical chemistry applied to petroleum geochemistry, II AAPG Bull 61, 1401-1436.

[73] Sandvik, E.I., Young W.A. and Curry D.J. (1992). Expulsion from hydrocarbon sources: the role of organic absorption. Organic Geochemistry. 19, (1-3), 77-87.

[74] Cordell, R. J,.,1972, Depth of oil origin and primary migration: a Review and Critique: AAPG Bull. v. 56, p. 2029-2067.

[75] van Krevelen, D.W. 1961. Coal, Typology, Chemistry, Physics and Constitution. Elsevier 1961. 514 pages.

[76] McKenzie, D. 1984. The generation and compaction of partially molten rock. Journal of Petrology, Vol. 25, Part 3, pp.713-765

[77] Erdman, J.Gordon. 1961. Some chemical aspects of petroleum genesis as related to the problem of source bed recognition: Geochim et Cosmochim. Acta, v. 22. p. 16-36.

[78] Tesson, T. and Firoozabadi, A. 2019. Deformation and Swelling of Kerogen Matrix in Light Hydrocarbons and Carbon Dioxide. The Journal of Physical Chemistry. 2019, 123, 29173-29183.

[79] Mandl, G., and R. M. Harkness, R. M. 1987, Hydrocarbon migration by hydraulic fracturing. In Deformation of Sediments and Sedimentary Rocks, Jones, M. E. and R. M. Preston, eds., Geological Society Special Publication, 29, p. 39-53.

[80] Fan, K.; Li, Y.; Elsworth, D.; Dong, M.; Yin, C.; Li, Y.; Chen, Z. Three stages of methane adsorption capacity affected by moisture content. Fuel 2018, 231, 352−360.

[81] Michelsen, J.K. og Khavari-Khorasani, G. 2019 The expulsion of petroleum from organic rich sediments. Abstract 33rd Geological Winter meeting. Page 60.

[82] Michelsen, J,K and Khavari-Khorasani G. (1999). The physics and efficiency of petroleum expulsion from coal. In: Masterlerz M., Glikson M. And Golding (Eds) Coalbed Methane: Scientific, Environmental and Economic Evaluation. Kluwer Academic Publishers. 517-543.

Bjørkum med ny forvirring om bakterier og tungoljesammensetning

VÆR MED OG SPRE GEOFAGLIG KUNNSKAP - DEL DENNE ARTIKKELEN!

RELATERTE SAKER

Fem ganger mer kraft fra jordens indre

Energiløsningen ligger under føttene våre

Grønn omstilling med en fot i bakken – Bømoen Plussbygd

NYESTE SAKER

Gull: Bidjovagge

Platebevegelser ga massive jordskjelv

Har beveget seg 2,5 meter

Planlegger ubemannet tokt i Nordsjøen

Sørøst-Grønland stiger raskere enn resten av øya