Per Arne Bjørkum går ut med at Rock-Eval-analyser aldri burde vært brukt og at geokjemikere ikke skjønner fysikk. Han mener videre at dagens geokjemikere er historieløse uten å kjenne fagets utvikling.
Han skriver at “Rock-Eval-pyrolyse aldri burde blitt akseptert som analysemetode, og at data som er frembragt ved hjelp av Rock-Eval-pyrolyse (siden slutten av 1970-tallet), har villedet letegeologene og beslutningstakerne i oljeselskapene.”
Bjørkums påstander føyer seg inn i rekken av påstander om at vi ikke har lært noe innen petroleumsgeokjemi de siste ≈ 60 årene, og en fornektelse av at mikroorganismer degraderer oljer i reservoarene. Les sammendraget i 16 punkter som viser at hans mange påstander om petroleumsgeokjemi er en blanding av manglende kjennskap til litteraturen, feilsiteringer og fri fantasi. Bjørkums påstand denne gangen viser igjen en overfladisk og misforstått tilnærming til emnet.
Hovedargumentet Bjørkum bruker for at “Rock-Eval-pyrolyse aldri burde blitt akseptert som analysemetode” er at oppvarmingshastigheten påvirker “andelen olje som ble generert”.
Han bruker resultater fra vandig pyrolyse (HP*) som sammenligning med Rock-Eval (M.D. Lewan & T. Ruble) til å underbygge påstanden. Bjørkum skriver: «Når Lewan og Ruble varmet opp prøvene med 1 °C per minutt, fikk de ut bare en tiendedel av mengden olje de fikk ved oppvarming med 25 °C per minutt.»
Her har Bjørkum misforstått hva som blir rapportert. I alle pyrolysemetoder fra forsøk til “detektor” foregår to separate prosesser: selve pyrolysen og massetransport ut av prøven. Det er i den siste prosessen de store tallene oppstår. Bjørkum overser dette og sammenligner dermed to helt forskjellige ting: generert pyrolysat vs. utdrevet pyrolysat.
Rock-Eval er en analytisk metode som, i likhet med alle andre laboratoriemetoder, ikke gjør krav på å representere eksakt det som skjer i en kildebergart. Det betyr ikke at metoden ikke gir verdifull informasjon. Kerogen er et fast materiale og må pyrolyseres («termisk knuses») for å kartlegge hvilke og hvor mye flyktige, reduserte organiske molekyler som kan frigjøres under ulike laboratorieforhold.
Jeg arbeidet flere år i det samme laboratoriet der Michael Lewan utviklet HP-metoden (Amocos lete- og produksjonsforskningssenter i Tulsa, OK). Som del av evalueringen av metoder for å studere kildebergarter sammenlignet vi resultater fra HP-eksperimenter med Rock-Eval. Når vi så på hvor mye pyrolysat som ble generert, fant vi svært små forskjeller mellom metodene. Vi så også at det i HP-eksperimenter er stor forskjell mellom hva som blir generert i prøvene og hva som faktisk kommer ut og legger seg på vannoverflaten.
Lewan har en hypotese om at HP-eksperimenter er en god analog til kildebergarters generering og utdrivning. Det finnes ingen data som understøtter det. Han mente at det hovedsakelig var utvidelse av generert petroleum som drev fluidene ut av prøvene. Men HP-reaktoren opererer under hydrostatisk trykk, og mangler dermed effektivt stress fra overliggende sedimenter, slik ekte kildebergarter har.
Bergartsprøvene ligger dessuten tilfeldig orientert på bunnen av reaktoren. Hypotesen tar heller ikke hensyn til at mye kerogen i bergartsmatriksen omdannes til lavviskøse fluider i «selvgenerert porøsitet» – matriksen er altså ikke konservert.
Dette massetapet er den største variabelen under dannelse og utskvising i virkelige kildebergarter. Det er også ikke enkelt å beregne volumutvidelsen av fluidene. Dette fordi, som i Exxon sine beregninger, fluidene er i likevekt med absorbert petroleum i kerogenet. Ignorerer vi dette, er det sikkert at vi overvurderer utvidelsen.
I Rock-Eval fordampes mesteparten av det genererte pyrolysatet effektivt i transportgassen og måles i FID**-detektoren. Dermed måles det som faktisk genereres. I HP-eksperimentene til Lewan blir pyrolysatet som flyter på vannoverflaten pipettert og målt gravimetrisk. Men det forblir betydelige mengder i prøvene som kan ekstraheres ved finknusing og løsemidler. Kombineres disse fraksjonene med utdrevet pyrolysat, får man omtrent samme mengde som i Rock-Eval-analyser.
Måten kinetiske parametre bestemmes fra Rock-Eval-type målinger, er ved å se på genereringsprofilene for ulike oppvarmingshastigheter. Hvis det var noen betydelig forskjell i genereringskapasitet mellom ulike oppvarmingshastigheter, ville det vises tydelig.
Jeg skal spare leserne for en lang utredning om de andre av Bjørkum og Rune Mjøs sine nylige påstander. Dag Karlsen gir en kort oppsummering av fagfeltets historie, så jeg trenger ikke å gå inn på det. Når det gjelder fysikknivået så er det vel ingen andre enn Bjørkums gruppe som så kraftig ignorerer elementær fysikk. Og når det gjelder ekspulsjon og migrering har jeg tidligere dekket noen av hovedprinsippene.
Kinetikk og dogmer om ekspulsjonstemperaturer
Når det gjelder kinetikk og genereringstemperaturer, må vi være forsiktige. Det er potensielle transportproblem også i Rock-Eval-instrumentet, særlig ved de laveste temperaturene. Det er ikke umulig at det er en mindre temperaturforskyvning som vil underestimere dannelse ved litt lavere temperaturer enn “common wisdom” for de vanligste Type II kerogen. Men dette er ikke det viktigste for å forstå ekspulsjon og tilhørende temperaturer.
Er ekspulsjon et mysterium?
Det finnes ingen mekanismer som gjennom tidene ikke har blitt foreslått for hvordan ekspulsjon skjer. (Bjørkum skriver lite nytt og må stille seg bakerst i køen av en lang rekke av tidligere forskere med sine forslag.)
Implementasjoner i kommersielle bassengmodelleringsverktøy har store forenklinger og ignorerer den største forandringen i kildene: en betydelig del av bergartsmatriksen (som inkluderer kerogenet under litostatisk trykk) blir omdannet til lavviskøse fluider i selvgenerert “porøsitet”.
Kollaps av bergartsmatriksen kan være så voldsom i spesielt rike kilder at kildebergartspumpen allerede ved den laveste modenhet kan hydraulisk sprekke opp omliggende bergarter (se figur 4). De styrende ligningene (energi, masse og bevegelsesmengde) for en slik prosess, ble utarbeidet av Dan McKenzie på åttitallet.
Problemet er svært likt det som skjer i kildebergarter slik at den underliggende fysikken er forstått. McKenzie påpekte selv at teorien også passer bra på de fleste typer kompaksjon.
Hvor effektivt er ekspulsjon?
Det er en vanlig antagelse i noen miljøer at ekspulsjon er forholdsvis ineffektivt, og at typisk mindre enn 50 % av fluidene kommer ut av kilden. Denne antagelsen har mye å gjøre med at de fleste bassengmodellene behandler kildebergarter som alle andre bergarter mhp. metning, permeabilitet, relativ permeabilitet og strømning. Skalaen på beregningene er også typisk altfor stor til å fange opp vanligvis heterogene kilder.
Men karbon-massebalanseberegninger gir et helt annerledes bilde. Slike beregninger krever forholdsvis homogene kilder over et betydelig modenhetsområde. Etter hvert har vi svar fra rundt om i verden. Svaret er entydig for oljekildebergarter av god kvalitet: ekspulsjon er en meget effektiv prosess, og ekspulsjonen starter kort tid etter at generering starter.
Ekspulsjonseffektiviteten øker raskt og når verdier rundt 80 – 90 % av generert petroleum. De høye temperaturene som Bjørkum og Mjøs bruker som referanse for ekspulsjon ifølge «dagens teori», 130 – 150 °C, er ikke støttet av geokjemiske data. Geokjemiske data indikerer effektiv ekspulsjon allerede for temperaturer fra rundt 100 – 110 °C og oppover.
Ekspulsjon ved 50 – 90 °C?
Det finnes ingen data som understøtter Mjøs sin påstand: «Oljen ble drevet ut ved temperaturer lavere enn 90–100 °C, mest sannsynlig i temperaturvinduet 50–90 °C.» Styrken på karbon–karbon-bindinger medfører at reaksjonshastighetene ved så lave temperaturer (50 – 90 °C) ville være hundrevis av ganger langsommere enn det som kreves. Walderhaugs væskeinneslutningsdata fra reservoar er helt konsistente med vanlig Gussow-type fyllingsteori (se figur 6 og 7). De sier dog lite om temperaturene hvor fluidene kom ut av kildene.
Mjøs hevder at de vitenskapelige funnene fra før 1970 bør tas mer på alvor. Problemet er at ingen funn ble gjort som viste at kildebergartene utskilte petroleum ved meget lave temperaturer. Siden man trodde at oljen måtte skvises ut av porevannet, konkluderte man med at det måtte ha skjedd mens kilden fremdeles hadde høy porøsitet. I dag har vi målinger av kildebergarter gjennom hele modenhetsintervallet som viser tydelig at kildene må modnes til mye høyere temperaturer før det finnes noe petroleum i kilden til utskvising.
Mjøs påstår: «Olje og gass har vanligvis ulikt opphav, og migrasjonsmekanismene er forskjellige ettersom gass migrerer oppløst i vann, mens olje migrerer som egen fase.» Det stemmer ikke. Mjøs blander tro og fakta. Mengden metan oppløst i vann er ikke null, men meget lav, og følger av isofugasitet mellom olje-, gass- og vannfasen. Olje- og gassfasen er de som har størst potensial til å transportere metan, både fordi konsentrasjonene er mye høyere enn i vannfasen, og fordi fasehastighetene til olje og gass er mye høyere enn fasehastigheten til vann. Se figur 5.
Det er teoretisk mulig under helt spesielle forhold å lage «Mikke Mus»-oppblomstringer av fri gass fra dekompresjon av vann. Letegeologer må være forsiktige med slike, siden selv små gassmetninger kan gi amplitude-anomalier. Selvfølgelig kan man ha ulike kilder til en akkumulasjon. Man har kilder som har lavt kjemisk potensial og stort sett produserer lavmolekylære fluider. Men oljekildebergarter produserer mer av alt (se figur 2), og typisk produserer de mer metan enn «gasskildebergarter».
Det er betydelig forvirring rundt begreper som olje og gass. Kildebergarten produserer en blanding av organiske molekyler. Om disse fluidene blir en væske (boblepunktsoppførsel), en dampfase (duggpunktsoppførsel), eller begge deler, avhenger av sammensetning og PVT (trykk, volum og temperatur). Sammensetningen på generert og utfelt petroleum varierer kontinuerlig (se figur 2) ved modning, og faseforholdene varierer både ved modning og migrasjon.
Bjørkums påstander om dannelse og ekspulsjon har tidligere blitt diskutert og forkastet på Geoforskning.no.
Når vi allikevel forstår fysikken til kildebergarter, hvorfor brukes ikke slik teori i kommersielle bassengmodelleringsverktøy? Det er mange svar på det. For det første kreves det parametre som letegeologene ikke har mulighet til å fastsette, og fagfolk kan bare gjette størrelsesordener.
Bassengmodelleringsverktøy tilbyr i stedet korrelasjoner mellom f.eks. effektivt stress og porøsitet. Disse har begrenset fysisk mening, særlig når det er viskøse komponenter i deformasjonen. For det andre er McKenzies styrende ligninger for kompaksjon hybride bølgeligninger, mens de styrende ligningene i dagens strømningssimulatorer er «diffusjonsligninger». Ingen vil betale for å totalt omskrive hovedformuleringene i dagens 2D- og 3D-bassengmodelleringsprogrammer.
Det er også et enormt skalaproblem: praktiske bassengmodeller har celler med størrelser som er enormt mye større enn amplituden på eventuelle porøsitetsbølger. Dagens bassengmodelleringsverktøy er et kompromiss mellom gjennomførbarhet og fysikk. En god idé er å nytte Andrew Peppers metode sammen med de andre strømningssimulatorene. Er det mulig å kartlegge sammenhengende migrasjonsruter, er ray-tracing-teknikker utmerkede metoder. Ekspulsjon og ekspulsjonseffektivitet kan i slike modeller bli datastyrt.
Kan man sette likhetstegn mellom dyp og temperatur?
De termiske gradientene på norsk sokkel varierer. Derfor kan man ikke sette likhetstegn mellom dyp og temperatur. Bjørkum går i den fellen i sitt dyp–TOC-plot, hvor han blander data fra områder med stor forskjell i dyp/temperatur. Rune Mjøs sin figur 1 kan nyttes til å illustrere velkjente varmetransportprinsipper som letegeologene må være klar over.
Termisk refraksjon kan gi store utslag i temperatur når sediment og basement struktureres på denne måten. Store tykkelsesforskjeller i «organisk skifer» gir variable høyere temperaturer under, samt betydelige laterale gradienter og horisontal transport av varme. En «basement horst» med høyere ledningsevne enn sedimentene gir en positiv termisk anomali på toppen, som kompenseres gradvis nedover mot en tilsvarende negativ anomali. Skal letegeologene vurdere kildebergarter i slike områder, bør det utføres høyoppløsnings termiske (minimum 2D) beregninger. De må ikke tro at man kan sette likhetstegn mellom dyp og temperatur.
Bjørkums påstander om Rock-Eval og ekspulsjonstemperaturer representerer misforståelser og feilfokus på de problemene som letegeologene står ovenfor. Bedre seismiske avbildninger og mer dataintegrasjon vil være det viktigste når nye letemodeller skal genereres og evalueres. Og det er vel det som allerede er modus operandi i seriøse petroleumsselskaper?
JOHAN MICHELSEN
Pensjonert petroleumsgeokjemiker
*HP: Hydrous pyrolyse. Bergartsprøver dekkes med vann og reaktoren fylles med en inert gass.
**FID detektor: Flamme Ionisasjonsdetektor.
