Oljeinneslutninger i støvringer på kvartskorn. Til venstre vanlig polarisert lys. Til høyre UV-lys (fluorescens) der oljeinneslutningene lyser gult. Prøven er hentet fra brønn 30/6-10 i Osebergfeltet. Foto: Olav Walderhaug
I et innlegg i Geoforskning.no 21. juli i år hevder Johan Michelsen at oljeinneslutningsdataene presentert av undertegnede i Journal of Sedimentary Research (Walderhaug og Porten 2025, Walderhaug 2026) og omtalt i Geoforskning.no 8. juni i år ikke forteller oss når de studerte reservoarene ble fylt med olje.
Michelsen bestrider ikke at oljeinneslutningene viser at olje har kommet inn i reservoarene på moderate temperaturer (80 – 100 °C eller lavere), men mener at oljeinneslutningene bare representerer spor av olje som nådde frem til reservoarene lenge før strukturene oppnådde høye og kommersielt interessante oljemetninger.
De som har tatt seg tid til en grundig gjennomlesning av Walderhaug (2026) vet at spørsmålet om hva oljemetningen var da oljeinneslutningene ble dannet allerede er behandlet i denne artikkelen, og at både fysikken for dannelse av oljeinneslutninger (Buckley et al. 1989) og fordelingen av dem i undergrunnen klart tilsier at oljeinneslutningene dannes ved høy og sammenhengende oljemetning.
Jeg skal her kort repetere noen av argumentene for hvorfor oljemetningen er høy ved dannelse av oljeinneslutningene.
Oljefylte sandsteinsreservoarer inneholder i tillegg til oljen også noe vann, og det aller meste av mineraloverflatene er dekket av vann. For at olje skal komme så nær overflaten av mineraler som kvartskorn at de kortrekkende tiltrekningskreftene mellom olje og kvartsoverflater skal kunne få olje til å feste seg, trengs en kraft som dytter oljen mot kvartsoverflaten. Er oljemetningen høy i reservoaret, er denne kraften til stede i og med at trykket i oljefasen er høyere enn i vannfilmen som dekker mineraloverflatene. Er det derimot bare enkelte oljedråper i porevannet, virker det ikke en slik kraft på oljen, og oljen kommer ikke nær nok mineraloverflaten til å sette seg fast (se Buckley et al. 1989).
Man forventer derfor at oljeinneslutninger i støvringene på kvartskorn dannes ved høy oljemetning, dvs. over olje-vann-kontakten, men ikke under kontakten. Dette er akkurat det som normalt observeres, og de unntakene som påtreffes i enkelte reservoarer skyldes skråstilling under hevning eller saltbevegelse, eller at høye overtrykk har ført til at seglet har sviktet, fenomener som har flyttet olje-vann-kontakten oppover etter dannelse av oljeinneslutninger.
Videre er det påfallende hvordan mengden oljeinneslutninger, særlig i støvringene på kvartskorn, øker oppover i reservoarer med stor vertikal utstrekning. Dette er å forvente når man har en stor og sammenhengende oljekolonne fordi trykkdifferansen mellom olje og vann er proporsjonal med høyde over olje-vann-kontakten. Kraften som presser oljefasen mot kvartsoverflatene vil dermed også øke oppover i reservoaret, og mengden oljedråper som fester seg på kvartskornene blir derfor størst øverst.
I situasjonen Michelsen ser for seg med lav oljemetning, flekkvis oljeinnfylling i deler av reservoaret og ingen kontinuerlig oljefase fra bunn til topp, vil man derimot ikke forvente en økning av antall oljeinneslutninger mot toppen av reservoaret. I de nederste delene av reservoarene, nær olje-vann-kontakten, der kraften som presser oljefasen mot kvartsoverflatene er minst, finner man typisk få oljeinneslutninger i støvringene på kvartskorn. De få kvartskornene som inneholder slike oljeinneslutninger, er gjerne korn med en særlig ujevn overflate, for eksempel korn med tallrike inneslutninger av vann eller gass. Disse inklusjonsrike kornene vil ha særlig mange rygger og spisser på overflaten når forvitringen kutter gjennom dem, som topografien i en eggekartong i miniatyr, og som forklart av Buckley et al. (1989) er det lettest for oljen å feste seg på slike spisser og rygger.
Hadde man som Michelsen ser for seg bare hatt små mengder spredt olje og svært tynne separate oljesoner her og der opp gjennom hele reservoaret da oljeinneslutningene ble dannet, burde man hatt like sparsomt med oljeinneslutninger opp gjennom hele reservoaret som nede ved kontakten, og fortrinnsvis på kvartskorn med særlig ujevne overflater. Dette observeres ikke.
Reservoarene omtalt i Walderhaug (2026) inneholder i de fleste tilfeller også tallrike korn av albittisert plagioklas, korn som typisk inneholder mange oljeinneslutninger. I sitt detaljerte studium av albittisering på norsk sokkel viser Walderhaug og Porten (2025) at albittiseringen foregår ved ca. 88 °C og er en rask reaksjon i geologisk forstand.
Albittiserte korn med oljeinneslutninger er til stede ned gjennom hele oljekolonnene i de tallrike undersøkte reservoarene, noe som er uforenlig med at hvert reservoar ble fylt over et tidsrom på mange millioner år. Dersom innfyllingen foregikk så sakte, burde man bare finne oljeinneslutninger i albittiserte korn i visse nivå i reservoarene, de nivåene som i henhold til Michelsens modell ble fylt først. Der innfyllingen ikke hadde startet eller kun ubetydelige mengder olje var til stede ved temperaturen for albittisering ville man ikke fått oljeinneslutninger i de albittiserte kornene.
En slik ujevn fordeling av albittiserte korn med oljeinneslutninger sees ikke i reservoarene, det er like mye albittiserte korn med oljeinneslutninger gjennom hele oljekolonnen. Denne fordelingen av albittkorn med oljeinneslutninger lar seg derimot enkelt forklare ved at reservoarene var helt fylte med olje før albittiseringen skjedde ved ca. 88 °C.
Det er også verdt å merke seg at Michelsens tanker om at oljeinnfylling i et reservoar er en prosess der olje først fyller visse nivå, og at det tar tid før man får en sammenhengende oljesone, slett ikke behøver å være i strid med en i geologisk forstand rask oljefylling. Man rekker å gjøre mye på en million år. Så vi trenger faktisk ikke være uenige om fyllingsmekanismen, vi har bare ulike oppfatninger om tiden som går med til å fylle reservoaret.
Til slutt er det på sin plass å minne om at internasjonalt ledende fagfellevurderte tidsskrifter som Journal of Sedimentary Research har en velprøvd og velfungerende mekanisme for å håndtere uenighet om innholdet i publiserte artikler. Er noen uenige i innholdet i en utkommet artikkel, kan de sende en diskusjon til redaksjonen der de redegjør for hva de er uenige i og hvorfor de er uenige. Finner redaktøren at diskusjonsinnlegget oppfyller kravene til vitenskapelig substans og saklighet publiseres diskusjonen sammen med svaret fra forfatteren av den omdiskuterte artikkelen.
Dersom Michelsen etter mitt svar til ham her i Geoforskning.no fortsatt vil påstå at oljeinneslutningene bare representerer tidlige og volummessig ubetydelige deler av oljen i de studerte reservoarene, foreslår jeg at Michelsen benytter denne muligheten og sender et diskusjonsinnlegg til Journal of Sedimentary Research.
OLAV WALDERHAUG
Referanser:
Buckley, J.S., Takamura, K. and Morrow, N.R., 1989, Influence of electrical surface charges on the wetting properties of crude oils. Society of Petroleum Engineers, Reservoir Engineering, v.4, p. 332-340.
Walderhaug, O., 2026, Temperatures of oil expulsion from source rocks: evidence from oil inclusions in diagenetic cements in North Sea sandstones. Journal of Sedimentary Research, vol. 96, p. 489-505.
Walderhaug, O. and Porten, K.W., 2025, Temperatures of albitization of plagioclase in sandstones from the Norwegian continental shelf. Journal of Sedimentary Research, vol. 95, p. 544-561.
