Øyvind Sylta. Foto: Ronny Setså
På tampen av fjoråret lanserte Per Arne Bjørkum en helt ny teori for når olje dannes, hvordan den migrerer ut av kildebergarten og hvorfor vi kan produsere lettolje fra reservoaret. På den måten sår han tvil om geologene har blitt ledet på rett vei av dagens petroleumsgeokjemikere på sin jakt etter olje.
Les mer om Bjørkums teori her: Leter med utgangspunkt i gale teorier
Se også kort oppsummering av den opprinnelige teorien og Bjørkums teori nederst i artikkelen.
Øyvind Sylta, CEO i Migris, kommenterer her Bjørkums teori:
Jeg synes det er prisverdig av Per Arne Bjørkum å jobbe frem alternative teorier i geoforskningen så vel som innenfor bassenganalyse/bassengmodellering.
Personlig har jeg funnet at dagens modeller basert på publiserte kinetiske modeller for dannelse av olje og gass, sammen med våre egne metoder for å modellere 3D migrasjon av olje og gass fra kildebergartene til akkumulasjoner, fungerer godt. Vi har brukt disse modellene til å estimere sannsynligheter for å finne olje og gass i brønner før de ble boret, og resultatene så langt har vært gode.
Prediksjonene er blant annet å finne i diverse artikler på nettavisen expronews.com i 2020/2021.
Argumentet med at dagens modeller fungerer dårlig, synes jeg derfor ikke treffer så godt som argumentasjon for at en alternativ modell er nødvendig.
Fordelingen av TOC mot dyp er en vesentlig del av argumentasjonen til Bjørkum. Han viser hvordan TOC i et område i Nordsjøen ikke viser variasjon mot dyp. Imidlertid, dersom jeg plotter alle data vi har i vår database for Draupne i Nordsjøen, så observerer jeg en avtagende tendens av maks verdien for TOC mot dyp i dybdeintervallet fra ca. 3000m til 4500m.
Jeg observerer også en økende TOC fra ca. 1200m (TOC ca. 4%) til ca. 2800m (TOC ca. 12%). Denne økningen synes jeg ikke er konsistent med Per Arne sine teorier. Det ville være interessant om han kan forklare denne sammenhengen.
I vår gruppe av bassengmodellører er vi veldig forsiktige med å tolke geokjemiske sammenhenger ut av TOC-data. Variasjoner i verdier er ofte knyttet til faciesutvikling av kildebergartene – noen kilder vil vise høyere TOC ut i de (dypere) bassengområdene, mens andre kilder kan vise lavere TOC-verdier i bassengområdene.
Den store spredningen i TOC-verdier i Per Arne sin figur vil derfor av oss tolkes som faciesvariasjoner.
Det skal bli interessant å se den ferdige peer-review-artikkelen, der noen av innvendingene kanskje blir adressert.
ØYVIND SYLTA
CEO, Migris
Den opprinnelige teorien
I en lærebok, skrevet for mer enn 40 år siden (Hunt, 1979), hevder forfatteren at olje dannes i temperaturintervallet 50 til 130 °C. Senere er det oppnådd felles forståelse blant geokjemikere om at det meste av lettoljen blir dannet etter at temperaturen har nådd 100 °C, og at den blir drevet ut av kildebergarten i temperaturintervallet 120 til 150 °C.
Videre er det konsensus om at våt gass i reservoaret blir brutt ned til tørr gass (med mer enn 90 prosent metan) ved temperaturer over ca. 200°C.
Det hører også med at dannelsen av tungolje (API tyngde mindre enn 20° (tyngre enn 0,93 g/cm3)) i dag blir sett på som rester av lettolje fordi lette komponenter blir spist opp av bakterier når temperaturer synker under 70 °C.
Bjørkums teori
Tungolje dannes i og kommer seg ut av kildebergarter på små dyp og under lave temperaturer, mindre enn 30 – 40 °C, eller ca. 500 meter. Lenge før kildebergartene kommer ned til de dypene der det såkalte oljevinduet ligger.
Oljen er i stand til å migrere ut av kildebergarten fordi CO2 dannes samtidig og gjør den lettflytende. CO2 kan redusere viskositeten på tungolje inntil 1 000 ganger fordi det dannes gassbobler som gjør at volumet av blandingen øker med inntil 30 prosent.
Den viktigste implikasjonen er at olje av god kvalitet kan finnes i bassenger hvor kildebergarter ikke har nådd temperaturer høyere enn 120 °C, og geologene kan lete etter olje i områder der kildebergartene i dag anses som umodne.
