16.09.2025 hadde professorene Dag Karlsen og Nils-Martin Hanken en kronikk der de viste til at «olje kan være mer stabil ved høye temperaturer enn tidligere antatt».
Karlsen og Hanken skal ha ros for å utfordre rådende tenkning som sier at olje brytes ned til kondensat og gass ved temperaturer over 160 °C. De kommer imidlertid noe sent med denne innsikten.
I 1979 publiserte nemlig L. C. Price, sammen med J. L. Clayton og L. L. Rumen artikkelen Organic Geochemistry of a 6.9-kilometer- deep well, Hinds County, Mississippi (Transaction – Gulf Coast Associastion of Petroleum Geological Society, v. XXIX, pp. 352-370) der de dokumenterte at hydrokarboner var stabile over geologisk tid til temperaturer godt over 200 °C. De skrev at:
“Data from these and other wells, which we present here, suggest that some of the accepted concepts regarding generation and maturation of petroleum hydrocarbons may need further refinement.”
Og i 1981 publiserte Price en artikkel, Organic geochemistry of 300°C, 7-km core samples, South Texas, (Chemical Geology, pp. 205-214), der han igjen var tydelig i sin kritikk. I utdraget skrev han at:
“Rocks ranged in age from Permian to Ordovician; the well has an estimated bottom hole temperature of 252°C. Some data from this study are inconsistent with conventional theories concerning the generation and thermal destruction of hydrocarbons. For example, appreciable amounts of C15+ HC’s gas-condensate-like hydrocarbons are present in very old rocks currently at temperatures where current theory predicts that only methane and graphite should remain.”
Og videre at:
“The results from this well, from other deep hot wells in which temperatures exceed 200°C, and from laboratory experiments, suggest that some of the basic concepts of the generation and maturation of petroleum hydrocarbons may be in error and perhaps should be re-examined.”
I 1982 publiserte Price en oppfølger med den noe mer iøynefallende tittelen Organic geochemistry of core samples from an ultradeep hot well (300°C, 7 km) – (Chemical Geology, v. 37, pp. 215-228). Der skrev han i utdraget at:
“South Texas cores of Lower Cretaceous rocks from a depth of 6400.8 to 7544.6 m at present-day temperatures of 262–296°C have high concentrations of C15+ hydrocarbons.”
Det vil si at han dokumenterte at det fantes olje ved temperaturer mye høyere enn det «loven» tillot. Han avsluttet utdraget med følgende formulering:
“Concepts prevalent among petroleum organic geochemists concerning the thermal fate of hydrocarbons, with subsequent graphite formation, and greenschist metamorphism, are in sharp contradiction to these data. Conventional concepts of the distribution of heavy hydrocarbons with increasing temperature and depth apparently require further review and revision.”
Prices data fikk ingen konsekvenser. Modellen ble ikke revidert.
Price fortsatte imidlertid å utfordre fagmiljøet. I artikkelen som Price publiserte i 1989 (se Figur 3b) la han frem data som viste at oljens sammensetning av n-alkaner (mindre enn ca. C25) i samme brønn ikke endret seg i dybdeintervallet 3 185 til 7 330 m.
Price (1989) konkluderte med:
“A large body of evidence has been presented (Price and others, 1979, 1981; Price, 1982, 1983, table 1; Sajgo, 1980; and the data from this paper) which does not support the hypothesis of a thermal deadline for C15+ HC’s by Ro = 1.35 and/or burial temperatures of 200°C. This evidence suggests that significant concentrations of C15+ HC’s have remained thermally stable in high maturation rank (Ro = 2.0 – 5.0) rocks buried for hundreds of millions of years at minimum burial temperatures of 200 to 300 °C.”
Og så, i 1992, publiserte Price en artikkel sammen med L. M. Wenger med tittelen The influence of pressure on petroleum generation and maturation as suggested by aqueous pyrolysis (Organic Geochemistry. vol. 19, pp. 141-159). Der skriver de:
“We carried out experiments over 150 to 450°C at comparatively low and essentially constant pressures for 30 days and performed numerous quantitative and qualitative analyses on all the generated products (methane to the asphaltenes) and on the reacted rocks to the eventual beginning C15 + hydrocarbon thermal destruction (above 333°C).
Og at:
“In our experiment, all C14+ saturated hydrocarbons were destroyed by 375°C.”
Hydrokarboner (alkaner), ser med andre ord ut til å være termisk stabile opp til litt over 300 °C.
Og endelig, i en artikkel fra 1993 av L. C. Price fra 1993 med tittelen Thermal stability of hydrocarbons in nature: limits, evidence, characteristics, and possible controls som ble publisert i Geochemica et Cosmochimica Acta (vol. 57, pp. 3261- 3280), dokumenterte Price at CH15+ hadde overlevd temperaturer mellom 200 og 300 °C i over 100 millioner år og med Ro -verdier på hele 7,0 %, og at C15+ -molekyler var stabile helt opp til 300 °C.
Price (1993) skrev at:
“Numerous petroleum-geochemical analyses of deeply buried, high-rank, fine-grained rocks from ultra-deep wellbores by different investigators demonstrate that C15+ hydrocarbons (HCs) persist in moderate to high concentrations at vitrinite reflectance (Ro) values of 2.0-5.0% and persist in measurable concentrations up to R. = 7.0 – 8.0%, at which point the thermal deadline for C15+ HC’s is finally approached.”
Dette var harde fakta, dvs. empiri, som var i strid med den teorien som det geokjemiske fagmiljøet la til grunn for alt de drev på med, men det har ikke blitt tatt på alvor.
Dette til tross for at D. W. Waples, en sentral aktør i fagmiljøet, i artikkelen The kinetics of in-reservoir oil destruction and gas formation: constraints from experimental and empirical data, and from thermodynamics, som ble publisert i 2000 (Organic Geochemistry, v. 31, pp. 553-575), innrømmet at:
“The issue of oil stability is a highly controversial one today….”
Observasjoner som ikke passet inn i rådende tenkning om den termiske stabilitet til olje, fortsatte å komme. I artikkelen med tittelen Thermal Stability of Hydrocarbons: Laboratory Criteria and Field Examples som ble publisert i 1996 Energy & Fuels (v. 10, pp. 60-67) dokumenterte R. I. McNeil and W. O. BeMent at olje ikke ble termisk brutt ned til mindre molekyler, selv om de hadde erfart over 175 °C i reservoarer i 30 millioner år. I utdraget skriver de:
I artikkelen med tittelen Organic Geochemistry of the 9,6 km Bertha Rogers No. 1 well, Oklahoma (Organic Geochemistry, v. 3, pp. 59-77) som ble publisert i 1981, refererer Price til et slikt forsøk. Han skriver:
“Experiments carried out in closed water-wet systems (which more closely model natural reactions) clearly show: (1) the reactions are not first order, (2) the reactions require temperatures of 350°C for extensive carbon-carbon bond breakage to occur, and (3) even at these elevated temperatures, the reactions reach an apparent kinetic equilibrium and proceed no further even for periods of time of up to 3-6 months (Hesp and Rigby, 1973; Price, 1977, 1978b; and Ishiwatari et al., 1977).”
Det betyr at man ikke kan forvente at oljen brytes ned til gass (og grafitt) med mindre temperaturen er godt over 300°C, selv om man har millioner av år til rådighet.
Det betyr, noe Karlsen og Hanken synes å antyde, at vi på norsk sokkel kan finne mye mer olje ved høyere temperaturer enn vi har gjort til nå. I artikkelen fra 1981 advarte imidlertid Price mot å tro det da han skrev (min utheving):
“Although it is possible that we may never discover significant reserves of conventional crude oil at high temperatures, the reason for this would not necessarily be the previously proposed thermal instability of hydrocarbons. Other reasons could be the cause.»
«Andre årsaker» ser ut til å være massiv vertikal lekkasje forårsaket av høyt poretrykk – som foreslått av P. A. Bjørkum og P. H. Nadeau i artikkelen Temperature controlled porosity/permeability reduction, fluid migration, and petroleum exploration in sedimentary basins fra 1998 (Australian Petroleum Production & Exploration Association Journal, v. 38, pp. 453–464).
Den forklaringen, hydraulisk oppsprekking av takbergarter ved temperaturer rundt 120 °C, ble underbygget av Nadeau, Bjørkum og Walderhaug i 2005 i artikkelen Petroleum system analysis: impact of shale diagenesis on reservoir fluid pressure, hydrocarbon migration, and biodegradation risk. Petroleum Geology: North-West Europe and Global Perspectives(Proceedings of the 6th Petroleum Geology Conference, pp. 1267-1274. London: Geological Society of London, Doré, A. G. & Vining, B. A., eds.)
NB: Dette innlegget er i all hovedsak et utdrag fra én av de tre rapporter om letegeologiens historie som jeg skrev i 2017 og 2018.
PER ARNE BJØRKUM
Professor emeritus i geologi ved Universitetet i Stavanger
