3D modellering av migrasjon av hydrokarboner kan hjelpe oljeselskapene å redusere risikoen ved leting etter olje og gass.
Øyvind Sylta er administrerende direktør i Migris AS. Her fra konferansen NCS Exploration – Recent Discoveries 2016. Foto: Ronny Setså
– Vi kan simulere hvordan olje og gass strømmer (migrerer) fra kildebergartene til fellene raskere og i høyere oppløsning enn noen gang tidligere. Slike simuleringer kan redusere risikoen for å bore tørt, fortalte Øyvind Sylta, administrerende direktør i Migris AS under konferansen NCS Exploration – Recent Discoveries 2016 på Scandic Fornebu 11. mai.
Metoden går kort fortalt ut på å gjøre repetitive simuleringer av migrasjonen av hydrokarboner innenfor et gitt område.
– Ved å kjøre simuleringene hundrevis eller tusenvis av ganger, med små variasjoner i de geologiske forutsetningene for hver kjøring, får vi opp et kart som viser hvor det er mest sannsynlig at hydrokarbonene har migrert og hvor de har blitt akkumulert, fortsatte Sylta.
Ifølge Sylta er disse dataene verdifulle for oljeselskaper som ønsker å bore en brønn. Om simuleringene viser liten sannsynlighet for at hydrokarboner har migrert innenfor et gitt område, er sjansen større for at brønnen er tørr.
– Modelleringene resulterer i det vi kaller «flow risk», altså sannsynligheten for at hydrokarbonene har strømmet i det aktuelle området.
Og Sylta kunne vise til gode resultater da slike simuleringer ble gjort for sedimentære lag av midtre jura alder over et større område i Nordsjøen.
I perioden 2014 – 2016 ble det totalt boret 15 brønner i dette området som påtraff reservoarbergarter av midtre jura alder. Av disse ble det gjort funn i ti, mens fem var tørre.
Figuren viser simuleringer av migrasjon av hydrokarboner i bergarter av midtre jura alder i Nordsjøen. Grønne områder viser høyest sannsynlighet for at olje eller gass har passert. Tabellen viser at beregningene er en god indikator på hvorvidt en boring leder til funn eller ikke. Illustrasjon: Migris AS
– Våre simuleringer viser betydelig høyere flow risk for funnene enn for de tørre prospektene.
– Om oljeselskapene for eksempel kun hadde boret prospektene med 75 prosent eller høyere flow risk, ville de ikke hatt en eneste tørr brønn, fremholdt Sylta.
Sylta påpekte samtidig at tre av funnene i dette tilfellet ikke ville blitt gjort.
Om operatørene hadde utelukket prospektene med flow risk lavere enn 25 prosent, ville funnene økt til ni, og kun én forekomst ville ikke blitt funnet.
– Våre modelleringer kan altså hjelpe oljeselskapene å unngå tørre brønner. Det største potensialet for å bedre funnratene er i umodne oljeprovinser, der det i dag bores flest tørre brønner, forklarte Sylta.
Sylta viste til sist frem flow risk-tallene for to brønner som bores i Nordsjøen disse dager; Vikafjell N/Robbins og Askja South East*. Tallene var henholdsvis 97 og 95 prosent.
– Så er det opp til dere å tolke hva det innebærer, avsluttet Øyvind Sylta.
*Boringen av Vikafjell N ble nylig avsluttet, og det ble gjort et ubetydelig oljefunn.
