Oljeteori på dypt vann

UiO-professor Dag Karlsen mener Per Arne Bjørkums teori kan være en «ny løsning på et ikke-eksisterende problem». 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

Bjørkums forskningsartikkel: «Timing of oil expulsion from source rocks and a revitalization of the pre-1970 model» (https://doi.org/10.31223/X5CW49).

Dag Karlsen, professor ved Institutt for geofag ved Universitetet i Oslo, går her gjennom Bjørkums argumenter i forskningsartikkelen:

Debatt vedr. «vedtatte sannheter» er ønskverdig, og det er forfriskende med nye «brannfakler», men det må være hold i tematikken, motargumenter og nye modeller. Under forsøker jeg å se litt på Bjørkums argumenter og situasjonsbeskrivelse opp mot det vi anser som gode fungerende modeller for olje-/gass-dannelse, migrasjon og fellefylling.

Dr. Per Arne Bjørkum har sammen med medforfatter, i mange vitenskapelige publikasjoner, bidratt med betydelig forståelse inne bla. diagenese og er en sterk debattant, uredd, høylyd og frisk, reflekterende og med en skarp tunge, ikke ukjent med pamflettiske utspill. I de seinere år har Bjørkum også publisert inne vitenskapsfilosofi, han deltar i klimadebatten, og også dette er bemerkelsesverdig og klart viktig. 

I dette innlegget (artikkel) mener jeg at Bjørkum dessverre er på veldig dypt vann – han kaster seg som Kierkegaard «ut på 10 000 favners dyp» – og det spørs om han og hans teorier vil være svømmedyktige særlig lenge.

Mye av det som fremsettes i artikkelen, fremstår ganske oppsiktsvekkende, som å være av typen «nye løsninger på ikke-eksisterende-problemer». Bjørkums artikkel fremstår som en «brannfakkel» inn mot «vedtatte og forsteinede sannheter» vedr. petroleumsdannelse og migrasjon av olje og gass.

Mange på «tråden» i geoforskning.no og geo365.no fremstår som sjokkerte. Innbegrepet om dialektikkens «dyd» fra klassisk gresk filosofi kan ofte i debatter, kjørt i media, komme noe i bakgrunn, og pro et contra kan glimre med sitt fravær. Er det slik at «Våre Petroleumsgeologiske Prinsipper» og modeller skal henvises til «Rustbeltet» og den geologiske søppeldyngen?

Med andre ord – er det hold i Bjørkums kritikk og nye modeller??

Bakteppe
Mange av oss som har arbeidet innen fagfeltet sporer i artikkelen en mangel på ydmykhet for 70 år fremgang innen forståelse av «Petroleumssystemer» – tidsaspektet – at disse «Petroleumssystemer» er ulikevektssystemer, i stor grad er styrt av semi-kontinuerlige prosesser –  at reservoarer er akkumulatorer i semi-dynamisk-tilstand av påfyll og tap (jfr. Sales) – og at omdannelse i reservoarer er hovedsakelig biologisk styrt.

Det syntes påfallende at en manns selvpåståtte mangel på svar i «nyere literatur»  – som Bjørkum skriver – betinger at man forkaster omtrent alt som er nyere innen forskningsfeltet, og faktisk også eldre – for så å gå tilbake til selektive (Cherry-picking) utelukkende eldre og tidlige artikler – omfavne disse og så konstruere en forestillingsverden på dette grunnlaget. For noen av oss er dette vitenskapelig «kitsch» jfr. Alexander Grau og det utvidede kitsch begrepet idet «ideene» ikke henger sammen med «virkeligheten» og at det helt mondene opphøyes til noe nær hellig – en ny «teori».

Det blir som om man innen «helsefag»  gir opp moderne medisin fordi man temporært sliter med en ubehandlet lidelse – går tilbake til «koppesetting, flaggemusvinger og rottehaler», og på dette grunnlag begynner med krystall-, og aromaterapi mot f.eks. kreft.

Vitenskapsfilosofisk skjer det regelmessig at nye «profeter» fremmer nye forklaringsmodeller ved først å vise til at «de gamle guder og teorier» ikke gjelder lenger – og historisk har vi hatt flere lignende hendelser innen organisk geokjemien/petroleumsgeokjemi:

1. Vi så noe av det samme på 80-tallet ved Thomas Gold og hypoteser vedr. abiogen olje, man fornektet data eller bevist feiltolket data og observasjoner (f.eks. vedr. oljen ved Siljankrateret i Sverige) for så å fremme noe helt «nytt» som egentlig var «gammel» jfr. debatten mellom Plutonister og Neptunister (17-hundretallet)– og det hele uten å vite at allerede Treibs rundt 1928 hadde påviste porfyriner (en del av klorofyllmolekylet) i oljer. Gold holdt opp en serie «uforklarlige forhold» som bevis på at de andre hadde feil og at han var på sporet av noe revolusjonerende «nytt».
2. Vi så det samme på 90-tallet vedr. «høytemperatur-geokjemikere» som skulle revolusjonere forståelsen for og modellering for oljedannelse – ut fra sin overlegne termodynamikk og likevektsbetraktninger – bare ved – som de sa «å gå ned ca. 300 grader i temperatur». Dette ble fremmet helt uten forståelse for at livsprosesser er så langt fra «likevekt» som det går an å komme, og at resulterende organisk karbon er termodynamisk ustabilt, og at den lave entropi, samt høye entalpi fremmer spontan omdannelse til petroleum så snart kinetiske hindringer er overvunnet.
3. Vi så det samme på 2000-tallet vedr. våre «Centers of Excellence»  der man i stor grad fornektet eksisterende kunnskap, sa at «ingen forstår noen-ting vedr. oljegenerering og migrasjon samt fellefylling » – og at vi vi har «skjønt det» – vi har «kompleks matematikk»  – fraktaler mm – og «vi skal lære verdens oljeselskaper å bli kvantitative».

I artikkelen til Bjørkum er det nær sagt uendelig å ta tak i her vedr. konseptuelle misforståelser av observasjonsgrunnlag, induserte hypoteser og teorier og derfra feilaktige deduktive prediksjoner.

Noe må vi dog stoppe opp ved, og jeg forsøker under å ta tak i en del av det som Bjørkum utfordrer – sekvensielt gjennom hans artikkel:

Introduksjonen

Bjørkum går ganske hardt ut mot at olje er dannet dypt, at TOC reduseres gjennom «olje- og gass-vinduet» og at oljen genereres dypt, for så å migrere til lavere trykk- og temperaturforhold.

Istedet fremmes en modell med lav-temperatur gass-/olje-genese der CO₂ er sentral. Reduksjon av kerogenets TOC med økende dyp avfeies med henvisning til data. Olje hevdes å foreligge preferensielt i tidlige dannede grunne feller.

Det er i dag klart at grunnen til at enkelte mente tidligere at olje var generert grunt, var at man ikke forsto olje- og gassmigrasjon. Da de fleste tidlige oljefelt naturlig nok ble oppdaget grunt og med primitiv teknikk – jfr. «you find oil by stepping into it», var det naturlig å anta at olje var generert der denne foreligger – dvs. grunt – eller i hvert fall ganske lokalt. Hollis Hedberg og andre var sterkt motstander av mange aspekter vedr. storskala oljemigrasjon – som fremmet av bla. den meget fremsynte Gussow – langt ut mot 70-tallet.

Det er i dag knapt noen som ikke godtar at olje og gass migrerer i undergrunnen fra dannelsessted og opp gjennom permeable strata, hovedsakelig drevet av oppdrift –jfr. f.eks. arbeidene til William England og omtrent samtlige lærebøker fra Hunt, til Tissot & Welte, og til Alein –Yves Hucs nyere bok, og ikke minst i de nær talløse artikler som befatter seg med «petroleumssystemet».

Modellene virker, pragmatisk godt nok, og det blir funnet konvensjonell olje og gass med disse modellene, hele tiden og ikke minst innen skiferolje/-gass der konvensjonelle analysemetoder er så vellykkede at amerikanerne har utviklet sitt eget Rock-Eval instrument, (et instrument Bjørkum kritiserer) dvs. den moderne Hawke.

At tidlige dannede feller inneholder olje og ikke de «seinere dannede feller», har mindre å gjøre med dannelsesmekanismer og temperatur for dette, enn migrasjonstidspunktet og tidspunkter for remigrasjon.

Tidlig dannede feller har naturlig nok hatt mulighet til å «innfange» flere faser av oljemigrasjon enn mer nylig dannede feller. Som man uttrykker det i «Petroleum System Event Chart», jfr. Magoon and Dow, er det liten hjelp i at tektonisk dannede feller formes etter at oljemigrasjonen har skjedd.

De ulike oljetettheter som diskuteres vedr. Venezuela skyldes ulik grad av biodegradasjon av oljer og ikke primært ulikt kildemateriale til oljer. Olje inneholder et enormt reservoar av entalpi og den frie Gibbske energi fremmer omdannelse og forskyvning av petroleum, og ulike organismer har omsatt denne «gratis-formen» for energi siden tidenes morgen. 

Det eksisterer i dag tusenvis av artikler som omhandler biodegradasjon av lette og tyngre oljer samt gasser. Det identifiseres stadig flere og flere «stria» av bakterier som degraderer hydrokarboner og slik degradasjon er «ryggraden» i mange opprednings-metodikker vedr. oljeforurensning (bioremediation) noe som også vi på UiO har arbeidet med.

Resultatet av biodegradasjon er økning av viskositet, økning av tetthet, økning av det residuum som ikke kan biodegraderes, dvs. asfaltener og resiner, altså en totalt sett økning av NSO-elementer og metaller i oljene. Vi har biodegraderte oljer i Norge i bla. Goliat, Heidrun, Draugen, paleo-degradert i Oseberg/Gotha, og de mest biodegraderte oljer foreligger i Svale-Falk trenden der tilgang på meteorisk vann fra sokkelen under siste istid ga ferskvanns-biodegradasjon som fortsatt er sporbar via gassisotoper.

Påstander om at slike oljer ikke er «forklarbare» er altså totalt uten grunnlag, og omtalt probitumen er normalt kun tung bitumen – slettes ikke pyrobitumen som er en operasjonell definisjon knyttet til uløselighet av bitumen i normal organiske løsemidler med løselighet kun i karbondisulfid.

Avtar TOC gjennom oljevinduet?

Et sentralt ankepunkt hos Bjørkum er påstand hans om at «den vedtatte sannhet» knyttet til at TOC omdannes til olje og gass gjennom oljevinduet, er feil.  Det kan virke som om mye av Bjørkums kritikk ellers også hefter ved denne pilaren.

Da påstander om at total mengde TOC ikke avtar gjennom oljevinduet er så sentral hos Bjørkum, er det viktig å være klar over at TOC måles normalt på knust bergart uten pre-ekstraksjon. Generert bitumen vil derfor foreligge i bergarter og bidra til TOC – i større eller mindre grad. Om meget bitumen foreligger, tilsier fundamentale forhold vedr. massens bevarelse at TOC tilsynelatende ikke avtar meget gjennom oljevinduet. Dette ser man typisk i bergarter som ikke har utdrevet mye av generert bitumen og gass.

Det faktum at det foreligger ikke bare bitumen, men også lette hydrokarboner (C4-C10) og gass (C1-C4) i bergarter – også etter genese – er selve grunnlaget for det som kalles oljeskiferindustri og oljegassindustri.

Om alt som ble generert migrerte vekk meget effektivt, var slik drift umulig, og som vi vet er dette mulig og USA ble selvforsynt på petroleum grunnet denne industrien. Mengde bitumen, lette hydrokarboner og gass i slike skifre på land i USA overgår langt det som forefinnes som konvensjonelle felt i Gulfområdet (Hanifa-Arab Systemet).

Normalt antar man fra målinger og undersøkelser gjennom mer enn 70 år, at maksimalt ca. 50 % av det som kan genereres fra en kildebergart har mulighet til å migrere vekk, og i dårlige kildebergarter vil tallet være meget lavere.

Det er da viktig å huske at selv en kildebergart med meget godt kerogen, dvs. med en hydrogenindeks (HI) på – la oss si 500 (HI=500) kun tillater at 50 % omdannes til olje og gass, og at det altså kun er 50 % av dette igjen dvs. 25 % (av dannet gass/olje) som har mulighet til å migrere vekk og ut av systemet.

En stor andel av generert olje og gass samt lette hydrokarboner vil forbli adsorbert til, og absorbert i kerogenet, og i tillegg kommer det som fanges inn i tilgjengelig porøsitet og på mineraloverflater.

Det er også viktig å være klar over at vedr. TOC-estimater fra Rock-Eval og Hawke instrumenter – som i dag dominerer – så utfører man ikke fjerning av uorganisk karbon. Sideritt og labile karbonater bidrar sammen med en del leirmineraler til et feilaktig høy TOC-estimat om slike mineraler foreligger.

Det er derfor man normalt fjerner labile karbonater fra bergarten ved hjelp av HCl før analyse ved gammeldags Leco-analyse, noe som er arbeidskrevende og som nå ofte utelates.

I dårlige kildebergarter er andelen inert eller ikke-reaktivt TOC meget større enn andelen av reaktivt TOC. Denne andelen forblir konstant gjennom oljevinduet uten at dette falsifiserer hypotesen om oljedannelse fra kerogen.

Det er altså både fundamentale forhold vedr. andel reaktivt og kontra labilt kerogen, og også operasjonelle metoder som bidrar til at mengde TOC i profiler – spesielt fra «dårlige» kildebergarter kan fremstå som «nær konstant» gjennom oljevinduet, og dette har intet å gjøre med at olje og gass ikke dannes.

Det er ganske normalt at de som ikke selv har arbeidet med geokjemiske metoder ikke forstår datagrunnlagets fundament, og dette bidrar til stadige misforståelser, noe vi ser særlig innen kinesisk petroleumsgeologisk publisering. I de norske geokjemiske miljøene har vi lagt vekt på at de som «tolker også analyserer» og dette er faktisk ganske unikt i verden, der det ellers råder nesten vanntette skott, og i det minste strenge hierarkiske skiller mellom de som «tar i», bergarter og analyserer, og de som tolker data. 

Hva gjelder den påståtte mangel på reduksjon i TOC gjennom oljevinduet (Nordsjøen) så er det meget viktig å forstå at det ikke forekommer prøver fra de oljegenererede dype sub-bassenger i noen skifer-database fra Nordsjøen. Dette skyldes at det ikke er satt engang en enkelt brønn i de egentlig genererende kildebergarter for oljen og gassen på norsk sokkel.

Dette overrasker mange som ikke vet at man borer kun på strukturelle høydedrag – ikke i de dypeste deposenterne i offshorebassengene.  Det er klassisk «Demaison & Moore» at det er der kildebergarten er bedre både kvalitativt og kvantitativt – dvs. at det er i paleo-deposenterne at kildebergartene har meget høyre HI og TOC.

Vi har således ikke prøver av det Bjørkum mener han har – prøver fra de bergarter som har generert olje og gass på sokkelen. Det vi har er faktisk de dårligst mulige analogene for disse som altså foreligger i bedre utvikling dypere ned i bassengene. Der var under avsetning de hydrodynamiske forhold rolige og mer anoksiske, og mer TOC i bedre kvalitet ble avsatt, sammenlignet med på høydedragene.

Å påstå at disse 871 prøver (ref. Bjørkums figur 1) gir et representativt bilde av virkeligheten strander derfor på mangel på forståelse for Walters lov (sekvensstratigrafi), og i og for seg grunnleggende sedimentære forhold og fundamentale forhold vedr. dannelse og oppbevaring av proto-kerogen og seinere dannet kerogen.

Som nevnt over er det nettopp dårligere kerogenkvaliteter som adsorberer og absorberer mer av generert petroleum. At disse prøver derfor tilsynelatende viser mer invariat TOC-respons med dyp er derfor intet argument mot dannelse av olje og gass fra dype kildebergarter.

Bemerk at TOC som nevnt i Bjørkums figur 1 på 5 % er ikke høy for Kimmeridge-skifere. I enkelte sub-facies har vi målt 20-40 %. Richard Patience viste i sin tid en figur på Rock-Eval S2, S1 og PI (produksjonsindeks) som viser ganske godt økninger i PI ned mot 4,5km. Men også S2 forble høy uten å gå svært tydelig tilbake i alle prøver.

Dette skyldes at ikke alle genererende bergarter også kvalifiserer som «utdrivere» og dette er også godt kjent siden undersøkelser av Parisbassenget – et basseng som har gode genererende bergarter, men som aldri har utdrevet mye olje og gass – og det er også oppløftet som har stoppet generering og migrasjon.

Liste over argumenter – «kjemiske fakta»

Den påståtte mangel på kompatibilitet mellom høy-temperatur «expulsion»/utdrivning av olje og gass som Bjørkum opplever er merkelig og ikke i tråd med helt sentrale review-artikler og bøker på emnet, hverken Hunt, Tissot & Welte, eller det vell av artikler på tematikken, et stort antall AAPG Memoarer og ulike anvendte kinetiske modelleringsverktøy.

På side 6 i forskningsartikkelen har Bjørkum en liste, a – k, med det han slående benevner «kjemiske fakta» dvs. «fakta» av typen motargumenter mot høytemperatur olje og gass-genese. Bjørkum skiller her ikke mellom «sannheter» og «fakta» noe som er beklagelig og fundamentalt svært uheldig. Vi skal se på hvert punkt for seg, og i stor grad gjendrive disse som «bevis» og også «fakta».:

1. Optisk aktivitet vestlige Canada – Det er slik at det er optiske isomerer dvs. S og R av en del forbindelser som riktignok roterer lys og at med bare den ene isomeren, f.eks. av hopaner der utgangsisomere er R- formen vil denne dreie lys. Det blir gradvis omdannet R-isomerer til S-isomerer i sedimenter når temperaturen øker. Etter hvert mister disse komponenter i oljen evnen til å rotere lys (i en racemisk blanding) og en 65 % omdannelse er normalt nådd ved starten av oljevinduet. Det faktum at man kan ekstrahere optisk aktive isomerer fra en olje er intet bevis på lavtemperatur omdannelse. De nevnte oljer er sterkt biodegraderte og visse isomerer biodegraderes selektivt dvs. R isomeren noe som gjør at S isomeren øker i relativ og absolutt konsentrasjon og optisk rotering vil gjennoppstå. Det kan tilføyes at i moderne GC-MS analyser tilhører det hverdagen å studere disse isomerer.
2. Vedr. biomarkører i oljer som ikke skulle vært der om oljen var dannet ved høy temperatur  – Se over. Det er verdt å merke seg at et utall av biomarkører eksisterer også langt inn i gassvinduet og finnes i meget modne kondensater. Man kan selvsagt «cherry-pick» biomarkører som er «ubrukelige» som modenhetsparametere (spesielt ustabile biogene isomerer), men et utall er fullt ut brukbare, og benyttes daglig og som ren rutine.
3. Vedr. biodegraderte oljer – Det er i dag et utall bakteriekulturer som benyttes til å opprede/bioremediation – og rense oljeforurensning. Bakterier spiser oljekomponenter, og selektivt de mest hydrogenrike forbindelser først (disse har mest energi) og også i spesielle isomer-sekvenser da metabolismen er enzymstyrt. Det er rett at biodegradasjon uten tilgang på oksygen er relativt sakte, og at oksisk biodegradasjon er ca. 50 til 100 ganger, og mer rask jo mer oksygen og næringsstoffer som foreligger og om avfallsprodukter kan fjernes, slik som på en olje-vann- kontakt. Ren olje i et glass biodegraderes ikke da livsbetingelsene ikke foreligger. Det er isolert et utall bakterier fra oljer, og problemet er mer å unngå at ikke bakterier kommer til under prøvetakning. Termofile bakterier kan degradere petroleumsforbindelser under meget høy temperatur.
4. Gradering i oljefelt versus biodegradasjon – Gradering i oljefelt observeres mest vedr. gassinnhold. Dette skyldes den komplekse vertikale fordelinger av poroperm av sedimentære strata som sjelden er homogen som «klinkekuler i et norgesglass».. Sedimentære lag er av natur laterale mer enn vertikale. Det er meget få reservoar man ser at man har høy permeabilitet vertikalt over så store vertikale distanser som ville medført at gravitasjonskonstanten ble følbar. Isteden ser man at det er dannelse av tungoljer nettopp ved olje-vann-kontakter og ved pale-oljevann kontakter. Det er ikke mulig for store molekyler som asfaltener å «falle ned» vertikalt gjennom vanlige reservoarer, til det er poroperm-egenskapene for dårlige. I de 30 år vi har lett etter dette, fant vi det aldri.
5. Dannelse av tunge oljer – Argumentasjonsrekken vedr. tunge oljer syntes nær uforståelig. Det er rett at man kan biodegradere oljer i laboratorier til tunge oljer uten alkaner. Pyrolyse av slike oljer kan genere nye alkaner fra asfaltener, men om temperaturen ikke er tilstrekkelig høy, vil ikke nye alkaner bli generert. Tunge oljer biodegradert «in-natura» vil normalt inneholde store mengder assosierte alkaner som del av den komplekse asfaltenstrukturen, og de kan også ha blitt iblandet seinere ankommet alkaner. Normalt kan man generere alkaner ved pyrolyse om betingelsene er rett. Om man biodegraderer lette oljer, blir de lette bestanddeler selektivt fjernet. Loven om massebevarelse tilsier som observert at et residum dannes, dvs. produktet av ubiodegraderte rester som bakterien ikke vil spise. Disse oljer blir da tyngre og rikere på NSO-forbindelser og metaller. Oljen blir mer viskøs og tyngre.
6. Hvordan oppnå tunge oljer med mye NSO – dette ville kreve mange olje-charges – Det som skrives her er rett og prosessen er riktig forstått, dvs. det tilføres til alle reservoarer olje i utallige pulser og der hvor biodegradasjonen skjer, så skjer dette igjen og igjen. Dog, det er intet problem her.  Våre egne arbeider på fyllingshistorier i oljereservoarer der vi som første noen gang kunne datere dette, viser nettopp slike komplekse og lange fyllingshistorier. Osebergfeltet med sin «pale-tar-mat» er et meget godt eksempel på slike soner.
7. Vedr. metaller i oljer – Igjen er dette intet problem. Det er slik at metaller oppkonsentreres i oljer ved biodegradasjon og når slikt skjer over millioner av år, så er det intet problem at 70-80 % av det som ankom til reservoarer er blitt konsumert. Det er viktig å forstå at biodegradasjon er rask i forhold til geologisk tid, og det er også oljemigrasjon.
8. Vedr. uraninnhold i oljer – Det er et faktum at de fleste metaller foreligger i asfaltenfraksjonen og som det skrives i porfyriner. Det er disse strukturer som har fanget inn metallene i det akvatiske miljø, på overgangen fra oksisk til anoksisk. Det er slik at lettoljer ved biodegradasjon blir oppkonsentrert da asfaltener er uspiselige for bakterier, det er derfor vi har (stabil) asfalt på veier. Man kan ved bio-prosesser oppkonsentrere residuumet så mange ganger man vil når det hele tiden tilføres mer utgangsmateriale. Dette kan også skje i noen grad ved selektiv dismigrasjon av lettfraksjonene, men intet slår i effektivitet bioprosesser.  Igjen ser vi at noe presenteres som uforklarlig – mens dette er helt opplagt forklart.
9. Dagens modeller for generering og utdrivning av olje – hviler på kromatografi av oppvarmede bergartsprøver der mindre molekyler enn C40 fordamper – Det er ikke korrekt at dagens geokjemiske metoder hviler på oppvarmede bergartsprøver der molekyler med mindre enn 40 karbonatomer fordamper. Det er tvert om slik at moderne geokjemi benytter svært mange metodikker og ekstraksjon av bergarter med væske-ekstraksjon er fundamentet. Ekstraksjon med DCM:MeOH ekstraherer alt av løselig organisk materiale i bergarter. Dette inkluderer også resiner og asfaltener – dvs. de største molekylære komponenter, komplekser og aggregater i oljer. Det eneste som gjenstår er kerogen som er en polymer dvs. TOC. Dette er så grunnleggende at det ikke er meningsfullt å gå videre med dette. Termale ekstraksjon er en del benyttet, men gir mindre utbytte og et noe skjevt utbytte.  Det er videre under i) en del sammenblanding av Rock-Eval og GC-FID uten at forfatteren eller refererte forfattere forstår likheter og ulikheter vedr. metoder. De høy-molekylære andeler av oljer dvs. C35 til C40 til 45 analyseres ved GC-FID, og i væskekromatografi analyseres meget større komponenter i olje. Ikke minst benyttes væskekromatograf regelmessig av oss i og med Iatroscan TLC-FID en metode vi pionerte, Willhelms hos oss studerte i mange artikler asfaltener og resiner med væskekromatografi, og nye metodikk inne MALDI-TOF-MS og Fouri-Transformet-Ione-Syklotron-Resonans –MS tillater i dag identifisering av mer enn 80 000 ulike molekylformler/atommasser i oljer (isomerer ikke medregnet). I tillegg er isotopverdier av så vel resiner som asfaltener en gammel og meget benyttet metodikk.
10. Hvor meget av generert olje ender opp i akkumulasjoner – Estimater på mengde olje som ender opp i akkumulasjoner er tentative estimat også hos Hunt. Det er også et spørsmål hva man her mener med reservoarer, dvs. er mikroreservoarer inkludert eller snakker vi kun om reservoarer av kommersiell viktighet, noe som også er avhengig av hvor man er. Da man kan fylle et felt som Statfjord gjennom en hageslange over tidsrammer på et par millioner år jfr. Horstad og andre, er det ikke overraskende at man sjelden snubler over migrasjonsveier. Likevel ser man i USA i de oppløftede bassenger der – svært ofte – i veiskjæringer – nettopp slike cm til dm lange og noe cm mektige migrasjonskanaler. Slik er også påvist av oss fra borehull i Nordsjøen og på Haltenbanken. Igjen ser vi en opplagt konstruert problemstilling. Det er også godt grunnlag for å mene mye om disse generelle tall for «hvor mye som ender opp i feller».  Klemme angir total petroleum effektivitet i Hanifa-Arab systemet til nær 1 % mens vårt hjemlige «Kimmeridge» system får 0,25 % i innfangningseffektivitet.
11. Dyp og temperatur for oljegenerering – Referanser til van Tuyl og Parker (1941) og Hedberg (1963) er historisk interessante, men fanger ikke opp 60-80 år med nyere erfaring, datagrunnlag, kunnskap og generell prosessforståelse. Ikke minst hadde disse i tidlige tider kun tilgang til data fra oppløftede basseng, dvs. basseng på land, og slettes ikke kontinuerlige innsynkende offshore-basseng slik vi har i dag. Hollis Hedberg var i 1965 fortsatt avventende til teorier vdr migrasjon – fra bla. Gussow. Ett helt annet forhold gjør seg også gjeldende: Det man ser vedr. petroleumsgenese i oppløftede basseng forholder seg – på mange måter diametralt motsatt til det man ser i innsynkede bassenger.  Generering av hydrokarboner nær intrusiver og i kontaktmetamorfose er en meget dårlig analog for vanlig petroleumsdannelse.

Vedrørende høytemperatur pyrolyse og kontaktmetamorfose (Bjørkums artikkel side 9) er det klart at intrusiver som lagganger og magmatiske ganger (sills/dykes) innehar høy temperatur, men lite total varmeenergi, samt at de er karakterisert ved meget rask oppvarming av omkringliggende bergarter.

I motsetning til dette, foregår normal petroleumsgenese i systemer preget av stor total varme, og lav varmefluks, samt moderat og meget sakte økende temperatur. Ingen bestrider disse forskjeller som dekkes i våre kurs der man ofte vil forklare studenter forskjellen på å «langsteke» en stek på 70 grader over 12 timer sammenlignet med å stikke en fortsatt kald «pølse på pinne» inn mot et bål en kald vinterdag. I en større studie av syv slike lagganger og petroleumsgenese på Svalbard så vi systematisk at petroleums dannelsen foregår i «ikke-likevekts-systemer», og også hva gjelder mineraler.

Det magmatiske laget kom inn som en «nær øyeblikkelig hendelse» (i geologisk forstand) med temperaturer opp mot 900-1 000 grader, og intruderte de mest TOC-rike deler av lagrekken. 

Dannelse av karbondioksid, vann og metan dominerer. Kildebergarten «stekes» i et miljø som også inneholder vann og noe oksygen. Disse systemer er så lite representative for naturlig dannelse av olje og gass i normalt innsynkende bergarter som det er mulig å komme der temperaturen øker med bare 0,5 til 2 grader per million år. Man observerer helt typisk effekten av intrusivene på modenhetsparametere – ut til ca. 2-3 ganger laggangens tykkelse, før man er tilbake på bakgrunnsverdien for modenhet. Dette er lærebokstoff.

I mange publiserte studier med meget små ganger, dvs. fra en halv meter til en meter, ser man et noe annet forløp av kontaktmetamorfosen, men også her er forholden totalt ulike de under normal petroleumsgenese.

Pyrolyse er mangt: Av alle typer pyrolyse der det foreligger alt fra «Flash- og Curie-punkt» pyrolyse (øyeblikkelig) til temperatur-programmert pyrolyse (av hvilket Rock-Eval (300-550 til 600 ^oC) er kun en type – dvs. open-flow), temperaturprogrammert lukket pyrolyse (f.eks. MSSW), isotermal pyrolyse (ofte ved 350-380 ^oC) og langtidspyrolyse, samt ekstrem langtids pyrolyse og det hele med eller uten vann tilstede.

Det fører alt for langt å gå gjennom dette, men det er utført pyrolyse over mange år i lukket system med vann. Produktene ligner svært på vanlig naturlig olje og naturgass. Det foreligger ofte mye asfaltener og resiner, slik som i naturen – der mesteparten av dette forblir i kildebergarten.

Det som migrerer ut og går mot feller er typisk et «speilbilde» sammensetningsmessig av det som genereres. En del er ikke klar over denne uhyre viktige forskjellen.

Alle er klar over at pyrolysemetoder kun er approksimasjoner av naturlig modning, tidsfaktoren og temperaturen er meget høyre enn i naturen. I «tørr pyrolyse» dannes oftest mye alkener, dette skyldes fravær av vann. Også dette er godt kjent gjennom et utall av artikler.

Det som ofte diskuteres vedr. kinetisk modellering er i hvilken grad reksjonene utelukkende er av første orden og om pyrolyseeksperimenter gjennomført ca. 10-13 størrelsesordener (det er 3×10¹³ sekunder i en million år) eller mer raskere enn i naturen, er i alle henseende – ekvivalent med naturlig petroleumsgenese og f.eks. vedr. aktiveringsenergifordelinger og frekvensfaktorer.

Det som ikke er særlig omstridt er den totale mengde-omdannelsen fra kerogen til olje og gass. Mange tiår med erfaring har vist en overaskende robusthet vedr. petroleumsdannelsesmodellene sammenlignet med naturlig genese i normalt innsynkende basseng, og olje og gass oppdages fortsatt hver dag med disse modeller.

Mange av de «gamle» teorier om tidlig oljemigrasjon er basert på konseptuell misforståelse av remigrasjon av olje i oppløftede basseng.

CO₂ og ekspulsjon av olje/gass

Eksperimenter med CO₂ i superkritisk fase-ekstraksjon og også i MPLC systemer viser klart at karbondioksid kan ekstrahere organisk materiale som bitumen og selvsagt gass, og også i noen grad, migrere bitumen.

I tidlig del av omdannelsen av organisk materiale (OM) til kerogen foregår en enorm frigivelse av funksjonelle grupper som frigis som vann og karbondioksid. Dette er en forutsetning for dannelse av polymeren kerogen og dette er klassisk lærebokstoff og iboende i van Krevelen-diagrammet.

I praksis er dog CO₂ ekstraksjon av kildebergarter forlatt for vanlig ekstraksjon med organiske løsemidler.

I kildebergarter finner man at gjennom oljevinduet foregår det i hovedsak en termokatalytisk nedbrytning av den allerede dannede kerogenpolymeren. Reaksjonene er endoterme og avhengig av tilførsel av energi og vanlige silisiklastiske- og karbonatbergarter er relativt dårlige varmeledere.

Med geotermale gradienter på 35 ^oC/km og vanlig begravningshastigheter får man oppvarmingshastigheter på mellom 0,5 til 3 ^oC/millioner år, og da vil utdrivning av olje og gass i kommersielle mengder først foregå på betydelig dyp- dvs. om lag 3,5 til 4,5 km i Nordsjøen.

På grunnere dyp foregår betydelig genese av biogen metan og CO2, dvs. ned til dyp tilsvarende ca. 70-80 ^oC (ofte tilsvarende ca. 2,2km). Enorm dannelse av lette hydrokarboner foregår også ned gjennom de første km begraving. Alt dette er lærebokstoff.  

Da hovedmengden av CO₂ frigis lenge før oljevinduet, og faktisk før kerogenet er dannet, sier det seg selv at CO₂ ikke er veldig viktig for oljemigrasjon – hverken primærmigrasjon, eller sekundærmigrasjon. Først må jo kerogenet dannes!

Det er kun i spesielle tilfeller man finner mye CO₂ i feller. Om stoffet var viktig i oljemigrasjonen ville man funnet det i alle olje og gassfelt.

Isotopverdier av karbondioksid viser at det nesten alltid er CO₂ i reservoarer som et resultat av enten biodegradasjon (slik som i Barentshavets grunne felt), eller i dypere felt – et resultat av termal nedbryting av sideritt og leirmineralnedbryting – da ofte sammen med H₂S som dels kan ha samme eller annet opphav.

I svært grunne felt kan man også finne diagenetisk abiogen metan og CO₂.

Det er også slik at de bergarter som er rikest i CO₂ er de dårligste kildebergarter for olje. Et slikt eksempel er kull som genererer enorme mengder vann, CO₂ og metan, men som normalt knapt utdriver olje.

Det er således flere forhold som underbygger at CO₂ ikke har noen betydelig rolle i olje og gassmigrasjon av kommersielt viktige petroleumsforbindelser, og isteden ser man at modeller med aktivert diffusjon i kerogen-nettverket vedr. primærmigrasjon (e.g. Stainforth), og oppdrift av separate olje og gassfaser vedr. sekundær migrasjon er det som best forklarer det man observer (e.g. W. England).

Tunge oljer i reservoarer er omdannet in-situ, de er ikke migrert som tunge viskøse oljer. Om man innser dette, bortfaller alle problemer som reises på side 10 og 11 (i forskningsartikkelen) og behovet for CO₂ bortfaller også.

Trykk er i seg selv ingen garanti for utdrivning av olje fra kildebergarter eller i sekundær-migrasjonssystemet. I alle forsøk ser man at dannelsen av olje fra kerogen er kontrollert av temperatur, og at utdrivning følger konsentrasjons- eller aktivitetsgradienter. Rent trykk genererer ikke olje – det kan i beste fall kun presse ut noe allerede foreliggende lipidfraksjon. I permeable lag overtar generell oppdrift.

Det faktum at man har gassfelt viser at gass-forbindelser ikke alltid vil forsvinne ut fra feller sammen med CO₂ (felt med mye CO₂ foreligger eksempelvis i Barentshavet), men opphavet til CO₂ i slike feller er beviselig med isotopmetoder – et annet enn fra kerogen.

Fri-radikaldannelse og endringer av bitumen og oljer er dokumentert i radioaktive kildebergarter med mye av de aktive isotoper slik som i svartskifer (alunskifer) – blant annet her på UiO.

I oljer er mengden polare forbindelser meget lavere enn i kildebergarter og auto-radiering er vanskeligere å se som vidt spredt. Istedet dannes komplekser av resiner og asfaltener når oljens innhold av aromater reduseres, som via biodegradasjon og vannvasking.

Ekstern tilførsel av hydrogen

Det forhold at dype reservoarer har et høyere H/C forhold i sin petroleum skyldes at ved økende modenhet vil mengden normal-alkaner (har høyere H/C forhold) øke relativt til iso-alkaner (har lavere H/C forhold).

De sistnevnte inneholder mye mer kvartært og tertiært karbon enn n-alkaner, og er derfor mer ustabile ved høy temperatur. Mengde resiner og asfaltener avtar også kraftig med økende modenhet.

Dype felt har normalt mottatt olje og gass – dvs. kondensat fra dypere og mer modne kildebergarter enn grunne felt. Det er derfor selvinnlysende at slike dype felt inneholder petroleum med høyere H/C forhold.

Det er altså heller ikke i dette tilfellet et «uforklarlig» problem at H/C-forholdet i dypere felt er høyere enn i grunne (med unntak av i rent biogene felt eller i felt der det overveiende er tidlig-diagenetisk gass).

Man behøver ikke å postulere en hydrogenerende mekanisme, og heller ikke å spekulere over hvorledes noe så lite mekanistisk forklarbart skulle kunne forløpe.  

Reduksjonen i H/C-forholdet i kerogen med økende dyp skjer grunnet dannelse og utdrivning av metan (det HhydrokarbonetC som har høyest H/C-forhold) samt andre hydrogenrike alkaner.

Bjørkum avviser dette og må da ty til at det er hydrogen som utdrives. Dette er oppsiktsvekkende og går på tvers av alt vi vet om olje- og gassdannelse. Oljefelt omtales som moden, og mer eller mindre moden, f.eks. Cantarell i Mexico. Innen organisk geokjemi og oljegeokjemi er det kildebergarter som modne, ikke oljefelt. Terminologien er derfor også merkelig.

Omdannelse av olje i oljefelt skjer først og fremst ved biodegradasjon som er, i hovedsak, en lavtemperatur-reaksjon. Cracking av olje til gass er påstått å skje ved temperaturer rundt 160 ^oC, men er i realiteten ikke observerbart på eksempelvis norsk sokkel.

I de tilfeller vi har undersøkt er det alltid slik at det som angis å være pyrobitumen i virkeligheten er bitumen fra en tidlig fellefyllings-episode på mindre enn 2 km dyp. Feltene har seinere blitt begravet og flere faser med olje, og i noen tilfeller gass, har kommet til. De flere episoder med innfylling maskerer hendelsesforløpet og bidrar ofte til feilaktige enkle modeller for antatte reaksjoner A til B.

Man skal ikke underslå betydningen av undersøkelser på norsk sokkel vedr. «petroleumssystemer» og tro disse er av mindre verdi enn utenlandske studier. Mens utenlandske oljegeologer oftest må forholde seg til streng eiendomsrett på prøver, dato og observasjoner, har vi i Norge et åpent forhold, gitt Oljedirektoratet og deling av data. Dette har vært med å gjøre norsk sokkel til et av klodens beste studieregioner for «petroleumssystemer».

Enigmatiske bitumener (slik som i Oslofeltet) er i det aller fleste tilfeller enkelt forklarbare ut fra biodegradasjon i nær, eller meget fjern fortid. Det er enkelte observasjoner hos Wilhelms og andre som absolutt støtter opptreden av mindre «tar-mats» – et ord vi først benyttet i formen micro-scale-tar-mats (som motsetning til Dahls store «tar-mat» i Osebergfeltet).

Dette ble innført i forbindelse med mine først Iatroscan TLC-FID-undersøkelser på Ulafeltets triassiske seksjon. Meget tydet på at «taren» dvs. asfaltener og resiner pluss aromatiske og mettede hydrokarbon) var felt ut under en form for migrasjon-seiving eller sikting i sandsteiner.

Man ser det samme fenomenet i mange flere felt som Hild og Skarv og det er rimelig klart at ettersom temperatur og trykk minsker under oljefase-migrasjon – så vil asfaltener falle ut fra løsning i migrasjonskanalene.

Det er likevel også klart at i mange triasseksjoner er det slik at paleo-biodegradert olje opptrer i strata som var eksponert for meteorisk vann, og som var grunne under trias/jura-inkonformiteten. Det var en stor hendelse på sokkelen og eksisterende oljefelt ble oppløftet og erodert i stor skala før jura-lagene ble pålagret og hele systemet begravet på nytt, fulgt av ny oljemigrasjon.

Bjørkums diskusjon

Denne delen er påfallende kort og savner «pro et contra». Diskusjonsdelen dekker lite av det som er gjennomgått tidligere i manuset, og syntes mest opptatt av å advokere viktigheten av CO₂ for migrasjon fra kildebergarter på grunne dyp, og så hydrogeneringshypotesen. Dette skjer uten noen faktisk diskusjon av hvorledes hydrogeneringsmekanismen faktisk foregår.

Mens atomært hydrogen er svært reaktivt, kreves det 104/kcal/mol for å dissosiere molekylært hydrogen. Bjørkum forklarer ikke hvorfra denne energien skal komme.

Hydrogen vil produseres fra kull og kerogen (men dette må først dannes!) om dette oppvarmes (pyrolyseres) ved sterk varme. Dette gir hydrogen og karbonmonoksid. Om dette skjedde i naturen ville hydrogenet migrere oppover i stratigrafien, men det behøves en katalysator for å gi reaksjon med hydrokarboner.

I en gasskromatograf er det vanlig å benytte hydrogen som bæregass for hydrokarboner, helt opp til 350 ^oC nettopp fordi hydrogen oppfører seg som inert dvs. uten reaksjon. I gasskapillærene er hydrogen i molekylær kontakt med hydrokarboner, og i meget høyere konsentrasjoner enn disse.

Likevel skjer ingen reaksjon, ikke med aromatiske hydrokarboner heller – som er undermettet på hydrogen. 

Bjørkum befatter seg også lite med kerogen, og skiller ikke mellom kerogen (som er noe som dannes) og organisk material (noe som avsettes – ofte benevnt OM). Noe av det han vil forklare skyldes denne distinksjonens konsekvenser – eksempelvis på s.16:

Det er slik at organisk materiale under gradvis modning taper hydrogen som forsvinner som H₂O. Dette skjer frem til dannelsen av kerogen, og også CO₂ avgår i stor grad i denne prosessen som del av polymeriseringsreaksjonene av humus-syrer og fulviske-syrer, dvs. funksjonelle grupper forsvinner ut da det er disse som står for «sites» for polymerisering. Det er dette som skjer.

Olje- og gass-dannelse fra kerogen er i hovedsak en hydrogen-disproporsjonerings-mekanisme styrt av termokatalytisk reaksjoner, og serie antatte første ordens reaksjoner er antatt å best approksimere det som skjer, selv om også dette er sterkt forenklet.

Da labile bindinger mot funksjonelle grupper allerede i stor grad er tapt under kerogendannelsen er gjenværende forbindelser de som har relativt høyere aktiveringsenergier – dvs. langt over 10-20 kcal/mol som gjelder for en del diagenetisk mineraloverganger.

Kerogenet, som er en påviselig polymer, uløselig i vanlige organiske løsemidler, er ved normale temperaturer i undergrunnen ferdig dannet ved dyp på c. 1,5-3 km.

Grunn gass dannes enten biologisk (biogen gass), eller som tidlig diagenetiske lette hydrokarboner. Dette må ikke forveksles med vanlig oljedannelse. Mengder av studier viser at lette hydrokarboner (C4-C8) dannes eksponentielt med modenheter fra 0,3 til 0,6 %Rc.

Dette skjer fra proto-kerogen og kerogen og mengder av studier (mye utført og også sammenfattet av Schafer/Leytheauser) viser også TOC- og HI-verdier for slike bergarter på dyp mellom noen hundre meter til ett par km.

Da reaksjonene som omformer kerogenet er endoterme, dvs. krever energi, skjer disse først når temperaturen øker, og da aktiveringsenergien ligger i området 40-60 kcal/mol, betyr dette at en temperaturøkning på 10 grader ikke bare dobler reaksjonshastigheter, men faktisk gir en økning på henimot 5-10 ganger. Derfor dannes olje og gass på store dyp – dvs. ned mot 3-5 km.

Et hydrogenrikt produkt dannes, dvs. petroleum og gass, og det gjenværende kerogenet blir fattigere på hydrogen (massebevaring). Til slutt, etter «oljevinduet» og «gassvinduet», dannes kun metan (det mest hydrogenrike organiske stoff) og ren grafitt.

Produktene gass og olje vil i noen grad utdrives, dvs. migrere vekk fra dannelsesstedet, men hovedvekten av kerogenet pluss dets produkter, blir igjen i skifrene og karbonatene og dette er grunnlaget for skiferolje-, og skifer-gassutvinning. 

Mengde olje og gass som dannes fra kerogen med hydrogenindeks på 500 er 50 %, og maksimalt vil ca. 50 % av dette igjen migrere. En uhyre liten andel vil migrere langt og mot kommersielle feller. Selv i det meget rike «Arabiske» Haifa-Arab petrolumssystemet antar man at kun litt under 1 % av det som er dannet av olje og gass, kan finnes i feller. 

Bjørkum berører ikke dette, men går videre med at CO₂ er avgjørende viktig for å utdrive olje fra kildebergarter på grunt dyp. Dette betyr at han fokuserer på en mekanisme som skal forklare noe som ikke skjer – dvs. en leting etter løsning på et ikke-eksisterende problem.

Det er her han blir stående med CO₂ som nødvending for migrasjon, og hydrogenering av oljer for å forklare at H/C-forholdet øker med dyp når oljer blir mer alifatiske.

Påståtte «enigmer» dvs. gåter vedr. langdistanse-migrasjon av oljer i vestlige Canada og Venezuela, og vi kan legge til i Hanifa-Arab-systemet, er ikke gåter. Dette skyldes geometri og ganske enkelt fleksurell nedbøying av skorpen og dermed sedimentbassenger, samt petroleumsgenerering i «kjøkkenområder» som progressivt vil nærme seg felleregionene – up-dip.

I forlandsbasseng er strata normalt lite forkastet og oppsprukket sammenlignet med f.eks. på norsk sokkel der normalforkastninger (ekstensjon) er vanlig. Hos oss er lateral vektor av migrasjonen, på sokkelen, normalt nesten aldri lenger enn 10-20 km. I kompresjonsregioner er migrasjon enda mer vertikal, og enda mindre lateral, og feller kortlivet.

Det er viktig å forstå at forlandsbassengens fleksurelle nedbøynig av kildeområder medfører at gradvis vil kjøkkenområder «migrere up-dip, og all olje og gass migrerer i samme ikke-forkastede litologi, dvs. med gradvis høyere og høyere migrasjonseffektivitet. Dette er beskrevet i detaljer i Karlsen et al. (2004; 2005).

Samtidig vil unduleringer up-dip medføre også uplift og olje i grunne stata blir biodegradert, men ny og fersk olje kommer hele tiden til. Feller har normalt meget lang «perservation potential» og også «vekst-antiklinaler» er vanlige.

Det er mye i denne «tids-transgressive» utviklingen som Bjørkum ikke diskuterer og tilsynelatende ikke anerkjenner, og ved å fornekte dette kommer han opp i – for ham – tilsynelatende umulige problemstillinger som han søker å løse med CO₂-, og hydrogen-hypoteser.

Hovedgrunnen til at nesten all olje produseres fra dyp med moderate temperaturer opp mot 120 til 140 ^oC er at det er på slike dyp man har god porøsitet og permeabilitet i mineralmatriksen.

Det er dermed også på slike dyp man har effektiv trykkstøtte uten behov for meget injeksjon.

Bjørkum hevder nederst i sin diskusjon på side 17 i forskningsartikkelen at det er påfallende og merkelig at oljefelt foreligger relativt grunt og «kjølig». Det er slik at om en petroleumsfelle foreligger på la oss si 120 ^oC – og vi antar ca. 35 ^oC/km så betyr dette ca 3,4 km (typisk dyp i Nordsjøen/midtnorsk sokkel).

Man vil da anta en moden kildebergart på ca. 4,5 til 5 km, og dette kan estimeres ut fra ca. 30 ulike modenhetsparametere – og med stor suksessrate. Det er her nede det er varmt nok til at kinetikken tillater rask oljegenese.

Denne modne kildebergarten vil være overmoden og utbrent på 6 km. Da olje og gass migrerer – i store trekk – oppover i stratigrafien fra modne kildebergarter, er det derfor logisk at man ikke har mange tilfeller med store oljefelt som er på dyp der kildebergarten allerede er utbrent, eller enda dypere enn utbrent kildebergart.

Naturen følger normalt visse utviklingstendenser som fra lav til høy entropi, og det er en relativ tid for alt jfr. «Petroleum System Event Chart».

Like lite som at det er merkelig og et uforklarlig mysterium at kvinner normalt får barn før fylte 50 år, eller at man sjelden har nybakte mødre som er 80 år, er det også en logisk grunn til at man ikke har granulittfacies av metasedimenter før grønnskiferfacies – det er omvendt.

Naturlige utviklinger er nettopp det – naturlige i sekvens. Man må også ha øynene åpne for at «unntak» fra enkle relasjoner finnes, eksempelvis at de fleste kimberlitter faktisk ikke fører diamanter.

Det at man ikke visste dette betyr ikke at det er noe galt med diamantdannelsesmodellen og relasjon til kimberlitter – det er isteden behov for å se seg i speilet.

Konklusjon
Det sies av og til at geologi er en dårlig vitenskap idet den forsøker å forutsi ting som allerede har skjedd, og man kan si at mange forhold vedr. f.eks. petroleumsmigrasjon for mange titalls millioner år siden, unndrar seg, i noen grad eksaminasjon i dag.

All vitenskapelig fremgang hviler på kritikk av eksisterende modeller og åpen debatt er ønskverdig. Det er klart prisverdig at Dr. Bjørkum tar tak i det han mener har sviktet og er direkte feil vedr. de modeller som i dag benyttes innen «petroleumssystem»-forståelsen.

Kritikken er påfallende da disse metoder og prosessforståelse, i dag benyttes til å påvise og utvinne, etter logiske metoder – olje og gass, samt skiferolje/gass – på samtlige kontinenter unntatt det antarktiske. Er disse metoder virkelig så feilaktige og forståelsen forfeilet?

Over har jeg forsøkt å se på Bjørkums kritikk, med åpne øyne, men kommer til at meget av hans kritikk faller på helt fundamentale feiloppfatninger vedr. materiens egenskaper (slik som TOC, reaktiv kontra inert andel og HI), feiloppfatninger vedr. metodikk/analyser (pyrolyse) og hva data faktisk viser og belyser, samt mangelfull forståelse av prosesser som biodegradasjon, fellefylling og sekvensielle forhold vedr. begraving, kerogendannelse, petroleumsgenese og migrasjon.

Våre modeller er selvsagt ikke perfekte, det er rom for stadig forfining (bla. nye analyseverktøy kommer til), og av og til også total revisjon av enkelte modeller. Likevel er det klart at eksisterende «petroleumsgeokjemiske» metoder og modeller tillater vidtgående deduksjoner, og internasjonalt gjøres det kontinuerlig petroleumsfunn med disse innarbeide metoder.

Alle modeller, også gode, kan misbrukes, data feiltolkes og ofte kan forutinntatte meninger vedr. «letemodeller», «top-down-management» og forhold som overdrevent hierarkisk byråkrati istedenfor «flatere strukturer», hindrer god letedialog – og det uten at det er feil ved modellene.

Mange av oss håper på god og åpen debatt av disse og andre geologiske forhold på møter straks koronaviruset evolusjonært har mutert seg ut over sidelinjen, og restriksjonsforholden tilhører den nære geologiske historie.  

DAG KARLSEN