Leter med utgangspunkt i gale teorier

“We know how to find oil, but we do not know how it got there

Gammelt ordtak blant geologer

Lord John Brown, den legendariske lederen av BP gjennom tolv år (1995-2007), uttalte da han sluttet at selskapet hadde tapt penger på å følge anbefalingene fra det interne miljøet med petroleumsgeokjemikere.

Det burde jo medføre hevede øyenbryn på alle som er interessert i hvor geologene skal lete etter olje og gass. Men nei, letingen har like fullt fortsatt med basis i de teoriene som ble utviklet på 1970- og 1980-tallet.

Ingen har grepet agnet fra Brown. Inntil en forsker i Equinor nå «kommer ut av skapet» med artikkelen «Timing of oil expulsion from source rocks and a revitalization of the pre-1970 model» (https://doi.org/10.31223/X5CW49).

I den bygger han på gamle ideer for hvordan tungolje dannes i kildebergarten tidlig i begravningshistorien. Disse bryter med dagens forestilling, men de er altså langt på vei på linje med det petroleumsgeologene hevdet helt fram til 1970-tallet.

– Jeg startet på temaet i 2011, etter at jeg kom tilbake til Statoil [i dag Equinor] fra min stilling ved Universitetet i Stavanger. Da hadde jeg med meg en liste over tema jeg ville forstå før jeg sluttet i yrket, og kildebergartsproblematikk var ett av dem, sier dr. philos Per Arne Bjørkum, mangeårig forsker i Equinor, professor emeritus og tidligere dekan ved Universitetet i Stavanger, samt forfatter av boka Annerledestenkerne (1998, 2016) som nå benyttes i undervisning på flere norske universiteter.

– Jeg la først vekt på å lese moderne litteratur, men kjørte meg raskt fast. Så løste det seg da jeg begynte å sette meg inn i letegeologiens historie med vekt på tiden før 1970, da de aller største feltene ble funnet. Det var som en åpenbaring, og det ble raskt klart for meg at dagens modell for når olje kommer ut av kildebergarten, er i strid med de ideene pionerene la frem.

Tungolje (ofte også referert til som proto-olje, eller bitumen) domineres av komplekse molekyler som inneholder nitrogen, oksygen og svovel, omtalt som NSO-forbindelser, og metaller. Hydrokarboner (eller alkaner, organiske forbindelser som bare består av karbon og hydrogen) utgjør mindre enn 10 prosent. I lettolje utgjør hydrokarbonene vanligvis over 90 prosent.

«En dårlig, enn si falsifisert, teori vil for de fleste forskere fremstå som bedre enn ingen teori. I de tilfeller det ikke finnes en alternativ teori å jobbe med, forsvarer man den man har. For brukere av teori derimot, så som oljeindustrien, kan en gal teori imidlertid være mer økonomisk skadelig enn ingen teori.

Per Arne Bjørkum

«Back to basics»

Gjeldende teori for dannelse og utdrivning av olje fra kildebergarter sier kort fortalt at olje dannes i kildebergarten før den drives ut i temperaturintervallet 120-150 °C. Teorien bygger på laboratoriemålinger der prøver fra kildebergarter blir varmet opp til 5-600 °C.

– Jeg tok for gitt at forskerne hadde sjekket at innholdet av organisk materiale, referat til som TOC (Total Organic Carbon), avtok i kildebergarten i dette temperaturintervallet, selv om jeg aldri hadde sett data i litteraturen som viser det. Da jeg ved en anledning fikk se et plott av TOC mot dyp for Nordsjøens absolutt viktigste kildebergart [Draupneformasjonen], oppdaget jeg imidlertid at TOC-innholdet ikke avtok med dypet, mens teorien tilsa at verdiene skulle halveres.

Det var etter denne oppdagelsen at Bjørkum begynte å lese seg opp på publikasjonene fra før 1970. Han merket seg raskt at geologenes «tidlig-utdrivingsmodell» var basert på observasjoner som tilsa at det kun var olje i strukturer som ble dannet like etter avsetning. Kunne det være slik at dagens modell for dannelse av olje ikke stemmer? At de opprinnelige ideene for når og hvordan olje dannes faktisk har mye for seg?

Bjørkum medgir raskt at den opprinnelige modellen så visst har noen svakheter.

– Det var for det første vanskelig å se for seg hvordan «kald», tung og seig olje kunne migrere ut av kildebergarter, og for det andre forstod ikke geologene hvordan den tunge oljen kunne omdannes til lettolje, uten at det samtidig ble dannet inntil 50 prosent bitumen, slik det skjer i raffinerier, med mindre det gjøres mottiltak.

– Nå har jeg lansert mulige forklaringer på begge disse problemene, fremholder Bjørkum

Det første problemet løser han ved å innse at CO₂ dannes i det organiske materialet ved nedbrytning, og at gassen gjør tungoljen mer lettflytende og dermed mobil. Dette er godt kjent fra tungoljefelt der CO₂ tilsettes for å få oljen opp til overflaten. Ikke nok med det, Bjørkum forklarer at det dannes sprekker i kildebergarten fordi både oljen og det organisk materiale utvider seg, og gjennom disse kan oljen skvises ut.

Det andre problemet har raffineriene løst. For at det ikke skal dannes bitumen, tilsettes hydrogen. Fagmiljøet har dessverre fullstendig oversett at det er mye fritt hydrogen i undergrunnen, så det samme skjer naturlig når sedimentene begraves, hevder Bjørkum.

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 a lettolje fordi lette komponenter blir spist opp av bakterier når temperaturer synker under 70 °C.

Grunner til å tvile

– Den aksepterte modellen for dannelse og utdriving av olje er basert på laboratorieanalyser, ofte referert til som RockEval. Ved å varme opp kildebergartene til 5-600 °C i fravær av oksygen, omdannes 10 til 80 prosent av organisk karbon til hydrokarboner.

– Men selv om metoden er svært mye benyttet av de aller, aller fleste petroleumsgeokjemikere, blir ikke metodens resultater understøttet av observasjoner i undergrunnen, påstår Bjørkum.

Da har vi kommet til dataene som fikk Bjørkum til å tvile på gjeldende teori.

– Det er ingen som har klart å vise at den totale mengden organisk karbon i kildebergarter, ofte referert til som TOC, avtar mellom 120 og 150°C.

Bjørkum viser i stedet til kildebergartsdata fra Nordsjøen (se figuren) der organisk karbon i vektprosent plottes mot dyp. Medianverdien er ca. fem prosent gjennom et intervall som ligger midt i den sonen hvor olje skal dannes, i dette tilfellet mellom 3500 og 4500 meter.

– Det forunderlige er at vi ikke ser noen som helst reduksjon med dypet der olje ifølge teorien skulle forlate kildebergarten. Men det er jo det vi skulle forvente hvis organisk karbon blir omgjort til hydrokarboner i det som omtales som «oljevinduet». Jeg konkluderer derfor med at kildebergartsdataene fra Nordsjøen ikke passer inn med gjeldende modell for hvordan olje dannes, sier Bjørkum.

– Dagens modell for dannelse av hydrokarboner har med andre ord et massebalanseproblem som ikke kan forklares, legger han til.

Bjørkum er altså ikke snauere enn at han avviser en teori som alle oljeselskaper – verden rundt – benytter når de prøver å forstå når og hvordan tungolje har flyttet seg ut av kildebergarten og havnet i reservoarer. I fall han har rett, har det selvsagt vidtrekkende implikasjoner for hvordan geologene bør lete etter den gjenværende oljen både på norsk sokkel og andre steder i verden.

Olje fra et grunt kjøkken

– Jeg heller nå til at 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, og derfor lenge før kildebergartene kommer ned til de dypene der det såkalte oljevinduet ligger.

– Videre forklarer jeg at oljen blir i stand til å migrere ut av kildebergarten fordi CO₂ dannes samtidig og gjør den lettflytende, sier Bjørkum, vel vitende om at han tråkker mange geokjemikere, så vel som geologer, på ømme tær.

For å forstå at oljen dannes og drives ut grunt, må vi gå litt dypere inn i materien. Utgangspunktet er at CO₂ endrer fase fra gass til væske når trykket overstiger 100 bar, tilsvarende et dyp på 1000 meter.

– Trykket i det organiske materialet vil imidlertid være styrt av bergartstrykket, og derfor vil CO₂ gå over til væske mye grunnere, før ca. 500 meter begraving. Og fordi det kun er CO₂ i gassform som kan mobilisere tungoljen, betyr det at olje må strømme ut før det organiske materialet begraves så dypt.

Det neste spørsmålet blir da, hvis vi godtar at tungolje dannes før kildebergarten når 500 meter og 30-40 °C, hvordan den kommer seg ut av vertsbergarten. Innvendingen fra fagfolk har vært at viskositeten er for høy. Bjørkum har – som vi allerede har skjønt – svar.

– Viskositeten av olje i de dype reservoarene er ikke representativ for den «fysiske tilstanden» når den dannes i den grunne kildebergarten. Forklaringen er at det samtidig dannes både CO₂ og CH₄ (metan) fra det organiske materialet. CO₂ kan for eksempel redusere viskositeten på tungolje inntil 1000 ganger, noe som skyldes at det dannes gassbobler som gjør at volumet av blandingen vil øke med inntil 30 prosent.

Det hører med til denne historien at CO₂ forårsaker at det «faste» organiske materialet også sveller med noen få prosent.

– Nettoeffekten av økt CO₂-innhold er derfor en betydelig volumøkning av de svært tynne lagene med organisk materiale. Resulterende oppsprekking gjør det mulig for oljen å forflytte seg ut av skiferen og frem til reservoarene, og jo mer CO₂, jo mer effektiv er kildebergarten til å mobilisere oljen.

I reservoaret forsvinner de fleste gassene gjennom diffusjon, med det resultat at viskositeten øker, og når temperaturen blir høyere enn 60- 70 °C omformes derfor umoden olje til det vi kaller moden olje.

– Kort oppsummert er jeg derfor av den oppfatning at tungolje drives ut av kildebergartene før den blir begravd til 500 meter, og at den blir i stand til å migrere ut av kildebergarten fordi CO₂ dannes samtidig og gjør den lettflytende.

Den viktigste implikasjonen er at olje av god kvalitet kan finnes i bassenger hvor kildebergarter ikke har nådd temperaturer høyere enn 120 °C. Det område hvor geologene kan lete etter olje kan dermed potensielt utvides til der kildebergarter i dag anses som «umodne».

Én annen implikasjon er at den geotermiske gradienten ikke betyr noe for når utdrivingen fra kildebergarter skjer. Det som skjer i kildebergarten ved høye temperaturer blir ikke viktig, petroleumsfasen kommer seg ut ved lave temperaturer (<30-40 °C) og fortsetter modningen, dvs. termisk oppgradering, til lettere oljer, i reservoaret, i henhold til Bjørkum. Det er tross alt i reservoarene at petroleumsfasen normalt tilbringer det meste av tiden – og tiden er, i tillegg til tilførsel av hydrogen, viktig for hvor mye hydrokarboner som omdannes i reservoaret.

En tredje implikasjon, kommenterer forskeren, er at tidlig utdriving også betyr at det er lettere å se for seg hvorfor det er så mye lekkasje av olje til overflaten i enkelte bassenger.

«Rådende teori for gass og olje predikerer «dyp gass og grunn olje», men empiriske data tilsier at gass og olje opptrer på samme dyp.

Per Arne Bjørkum

Tungolje var aldri lettolje

– Jeg har også måttet korrigere meg selv, innrømmer Bjørkum, mer enn gjerne.

– For drøyt 15 år siden dokumenterte jeg sammen med to kollegaer [Nadeau, Bjørkum og Walderhaug, 2005] at over 95 prosent av verdens lettolje ble produsert fra reservoarer der temperaturen var høyere enn 60 °C og mindre enn 120 °C. Samtidig introduserte vi begrepet «The Golden Zone» (GEO ExPro: «The Golden Zone: It’s the temperaturet that counts»).

Artikkelen deres i 2005 forklarte også – feilaktig viser det seg nå – at tungolje var blitt degradert av bakterier, ganske enkelt fordi forfatterne stolte på antakelsen om at lettolje var omdannet til tungolje ved at bakterier hadde spist opp de minste molekylene (geo365.no: «Tung satsing på tung olje»).

– Det har imidlertid vist seg umulig på finne levende bakterier i reservoarene der det er tungolje. Nå synes det derfor klart at tungolje ikke har blitt varmet opp, dvs. den har alltid vært tung.

Tungolje består dessuten av molekyler som er ti ganger større enn i lettolje, og det er ikke lett å se for seg at de skal være rester etter lettolje. Bjørkum hevder at det geokjemiske fagmiljøet rett og slett har oversett de store molekylene.

– Geokjemikerne bestemmer oljens sammensetning ved å varme den opp til temperaturer over 5-600 °C, og så registrerer de molekylene som fordamper. Problemet er at de tyngste molekylene som er til stede i tungolje, de med mer enn 40 karboner, ikke fordamper. Derfor er de ikke tatt hensyn til i dagens geokjemiske modell for dannelse av hydrokarboner.

Geologen har enda et hardtslående argument for at tungolje ikke er derivert fra lettolje.

– Dagens geokjemikere har oversett at det er inntil 1000 ganger mer uran og inntil 100 ganger mer vanadium i tungolje enn i lettolje. Da kan ikke tungolje være rester av lett olje. Kan det vel? spør han retorisk.

Men han gir seg ikke med det.

– I tungolje, men ikke i lettolje, er det de organiske molekylene, samt de molekylene som ikke tåler temperatur over 70°C, som roterer polarisert lys. Videre er det vanlig med såkalte biomarkører (rester av liftsformer) i lettolje, og de fleste tåler ikke 100 °C.

Den demokratiske gassen

– Gjeldende teori for dannelse og migrasjon av gass bygger på teorien for dannelse av olje, men når modellen for olje svikter, faller naturlig nok teorien for gass også sammen. Så langt er det allment akseptert at det meste av gassen skulle 1) dannes etter olje, og 2) ved temperaturer høyere enn 150 °C i kildebergarten, eller ved termisk nedbryting av reservoarolje. Det siste er referert til som «cracking», forteller Bjørkum.

Problemet med det første, er at ingen har dokumentert at innholdet av organisk materiale (TOC) faktisk avtar i gassvinduet.

Problemet med det andre er at oljen stort sett forlater reservoarene før temperaturen når 150 °C.

Vitenskapshistorikeren trekker frem at pionerene la merke til at de enten fant olje eller relativt tørr gass.

– Allerede på 1930-tallet ble de overbevist om at dannelse av gass ikke var sterkt koblet til dannelse av olje. Denne viktige observasjonen ble imidlertid ikke fulgt opp. Det var dessuten ikke noe ønske om å finne gass. Interessen for gass var i stedet knyttet til frykten for at den hadde fortrengt oljen. Men nå som verden skal lete etter gass, blir det viktig med en bedre modell for hvordan den dannes og hvordan den havner i reservoaret.

– Dagens modell for dannelse av gass gir for eksempel ingen rimelig forklaring på gassen i Troll, hevder forskeren modig.

Hvorfor han sier dette, vil Bjørkum foreløpig ikke røpe. Begrunnelsen er at han håper å kunne legge frem en mye enklere og mer prediktiv gassteori i løpet av 2022. Teorien er nær «ferdig» tenkt, til dels sammen med kollega Olav Walderhaug, men er ikke ferdig formulert.

– Vår nye teori tilsier at vi skal kunne finne gass i bassenger, eller i deler av bassenger, som dagens teori utelukker.

– Eller sagt på en annen måte: gass er mer demokratisk fordelt rundt om på kloden enn olje, hevder Bjørkum, lett kryptisk.

Ny metodikk var ødeleggende

Før 1970 ble de aller fleste oljefunnene gjort på land. Da var geologene ute i felt, men etter hvert som letingen fortsatte ute i havet, ble den metodikken selvsagt umulig. Det åpnet i stedet for geokjemikerne som, basert på data fra kjerneprøver og observasjoner i laboratoriet, kunne presentere et nytt leteverktøy.

– Når ny metodikk innføres, er det imidlertid viktig å være ekstra på vakt, slik at relevante observasjoner fra gammel metodikk blir utnyttet. Det geologene hadde kommet frem til, og hvorfor, knyttet til nødvendigheten av tidlig felledannelse, ble glemt. Likeså eldre kjemiske data som ikke ble registrert i den nye, geokjemiske metodikken, påpeker Bjørkum.

Det er naturlig å spørre mannen bak boka Anderledestenkerne hvordan geologene kan ha operert med en modell for dannelse av olje og gass hvis den har store mangler.

– For å svare på det, må jeg lene meg på vitenskapshistorien. Den forteller oss at det er lett å finne støtte for en teori hvis du leter etter nettopp det. Et grelt eksempel er støtten til blodtapping for å redde liv. Det som imidlertid teller, er de gangene du tar feil, og det har alle som har forsøkt å finne olje og gass gjort mange ganger. Dessverre har vi ikke forlatt teorien av den grunn. Det er i og for seg en normal reaksjon. Så lenge det ikke finnes en alternativ teori å ta i bruk, blir det til at man reparerer på den man har. Akkurat det skjedde på slutten av 1800-tallet da forskerne reparerte på Newtons teori om gravitasjon, inntil Albert Einstein (1879-1955) – med sin relativitetsteori – løste problemene den slet med.

Situasjonen er annerledes nå enn da Newtons teori feilet på 1800-tallet.

– Jeg har revitalisert en gammel teori for hvordan olje dannes og migrerer ut av kildebergarten. Den måtte bare gjenoppdages og fikses litt på. Det er kun det jeg har gjort, avslutter Per Arne Bjørkum, med kledelig beskjedenhet.