Å beregne hydrokarbonvolumer i et petroleumsprospekt før boring er utfordrende og kan ha store økonomiske konsekvenser. Edmundson og hennes kolleger har kommet opp med en ny måte å adressere disse utfordringene på.
Isabel Edmundson. Foto: Terje Solbakk
Se for deg at du jobber i leteavdelingen til et oljeselskap, og at teamet ditt er i ferd med å nærme seg ferdigstilling av et nytt prospekt for leteboring.
Strukturen er kartlagt og dere har gjort godt arbeid med å finne troverdige petrologiske data slik som net-to-gross, vannmetning, bassengmodellering, porøsitet, samt forseglings- og oppbevaringshistorie. Dette ser ganske lovende ut.
Det er bare én ting som mangler; volumberegningen – hvor mye hydrokarboner som er til stede. Det er selvfølgelig alltid en krevende beregning. Her hadde det vært fint med en såkalt fill-to-spill, altså en strukturell felle som er fylt til randen, eller spillpunktet på fagspråket. Men kan vi egentlig gjøre en slik antagelse?
Det er allerede gjort mange små og store funn på norsk sokkel. Her kan vi kanskje lære noe. Isabel Edmundson har, sammen med kolleger i Wintershall Dea og ved Universitetet i Bergen, sett denne utfordringen og bestemt seg for å gjøre noe med det. Resultatet ble presentert på det nordiske geologiske vintermøtet i Oslo i januar i år.
Målet til Edmundson var å redusere usikkerheten ved beregning av kolonnehøyden i ressursestimater som gjøres før boring. Ved hjelp av empiriske data kan det oppnås en bedre forståelse av hva som er realistisk kolonnehøyde i et prospekt.
Det kan koste dyrt å se bort fra viktigheten av kolonnehøyden når et selskap beregner et prospekts volumressurser. For eksempel vil en overestimering av hydrokarbonvolumer øke net-verdien på et prospekt.
En slik feilvurdering kan føre til at dette prospektet blir favorisert ved borebeslutninger foran prospekter med mindre volumer, emn som kanskje har større sannsynlighet for funn.
Vi må heller ikke glemme at en letebrønn koster mange hundretalls millioner kroner. Et over-optimistisk og urealistisk syn på et prospekt kan altså føre til svært store tap. Nettopp derfor er det ekstra viktig at ressursberegningene er realistiske.
Med seismiske data tilgjengelig via Wintershall Dea, som kunne brukes sammen med brønndata fra Oljedirektoratets Faktasider, kartla Lars Frette, Emilie Kavli, Sean Mackie and Isabel Edmundson i alt 242(!) olje- og gassfunn på norsk sokkel. De så på funn både i Barentshavet (38 stykker), i Norskehavet (81 stykker), og i Nordsjøen (123 stykker).
Tre hovedparametere for en strukturell fell ble definert ut fra kartleggingen (se figuren): Dybde til toppen av prospektet, kolonnehøyden som viser hvor dypt ned hydrokarboner når i strukturen, og strukturens høyde (fellehøyde). De siste to parameterne kombineres til faktor kalt fyllingsgrad (trapfill).
Dybde til toppen av prospektet er indikert med a, kolonnehøyden som viser hvor dypt ned hydrokarboner når ned i strukturen er gitt med b og strukturens høyde (fellehøyde ned til spillpunkt) er indikert med c. Figuren er hentet fra © Edmundson et al. (in preparation), og er gjengitt med tillatelse.
Resultatene til Edmundson og hennes kolleger gir ny innsikt i hva en kan forvente i en strukturell felle med tanke på fyllingsgrad
En viktig observasjon gir et solid skudd for baugen. Det gjelder letesjefens drøm om et prospekt på mange hundre meters kolonnehøyde fylt til randen med olje og gass. Et slikt funn er faktisk ganske usannsynlig.
Resultatene viser derimot to klare trender: For et funn med en gitt fellehøyde, vil sjansen for å opprettholde en felle som er fylt til spillpunkt øke når dypet ned til toppen av strukturen øker. Og på samme måte, når fellehøyden (c i figur) øker innenfor samme dyp (a i figur), så vil sjansen for at prospektet fylles helt opp, minke.
Dette betyr altså at begravningsdypet til prospektet ditt, sammen med den strukturelle fellens geometri, kan gi deg en god indikasjon på hvor stor fyllingsgrad du får. Selvfølgelig finnes det unntak, men det er altså ikke så mange slike drømmefunn der ute.
Det ligger i en letegeologs natur å være optimistisk, men denne optimismen bør forankres i gode vurderinger av alle tilgjengelige data for prospektet. Når alle andre data blir så nøye vurdert, hvorfor skal ikke kolonnehøyden i et prospekt kunne vurderes tilsvarende?
Isabel Edmundson understreker at denne numeriske tilnærmingen som er brukt i hennes studie ikke kan erstatte en detaljert geologisk kartlegging av et prospekt eller av en strukturell felle. Derimot bør en slik tilnærming integreres i helhetsvurderingen.
Oljedirektoratet har gjort lignende funn i sitt arbeid. I ressursrapporten fra 2018 sammenlignet de estimater gitt av selskapene før boring med hva som faktisk ble funnet.
Oljedirektoratets analyser viser at for perioden 2007-16 ligger 58 prosent av funnvolumene innenfor ressursestimatet som ble gjort før boring.
Ca. 6 prosent når over, og 36 prosent av funnene er under ressursestimatet som ble gjort før boring. I snitt overestimerte selskapene ressursforventningene med en faktor på 1,4.
Det vitenskapelige arbeidet til Isabel Edmundson og hennes kolleger er for tiden inne til fagfellevurdering. En såkalt pre-print versjon er tilgjengelig for lesing og nedlasting her.
