Dette er saken
Per Arne Bjørkum fremsatte i fjor en ny teori som innebærer at de geokjemiske modellene som benyttes i leting etter olje og gass ikke er gyldige. På den måten sår han tvil om geologene har blitt ledet på rett vei av dagens petroleumsgeokjemikere på sin jakt etter olje.
Teorien bygger på gamle ideer for hvordan tungolje dannes i kildebergarten tidlig i begravningshistorien.
Bjørkums ikke-fagfellevurderte oljeteoriartikkel har blitt mye omtalt og diskutert på geoforskning.no. Bjørkum legger frem en hypotese om at kildebergarter frigjør tungolje rundt 30-40 ºC, og at oljeleting baserer seg på en gal oljeteori.
Geoforskning.no: Leter med utgangspunkt i gale teorier
Geoforskning.no: Oljeteori på dypt vann
Geoforskning.no: Behov for utdyping
Bjørkum holder seg til eldre (50 år +) litteratur, og overser hvorfor den tids konklusjoner som han refererer til, har blitt falsifisert.
Bjørkum hevder at det er andre observasjoner, enn hans TOC-datasett (som er forskjellig fra Øyvind Syltas fra samme område) som støtter hans falsifisering av «dagens oljeteori».
Bjørkum har litt rett i ett argument; nemlig at det er problematisk at tungoljer generelt dannes fra lettoljer via biodegradering. Men det er på ingen måte noen nyhet [1][2][3], og har lite å gjøre med dagens «oljeteorier».
I tillegg har det ingenting å gjøre med Bjørkums CO2-initierte ekspulsjonsmodell ved 30-40 ºC. Bjørkum tar dog helt feil når han sier at biodegradering ikke foregår. Det er ingen tvil om at biodegradering kan gjøre en olje tyngre, men siden vi aldri vet hvor tung oljen opprinnelig var, kan vi ikke konkludere med at oljen bare ble tung fra lettolje via biodegradering.
Det er mange helt udegraderte tungoljer rundt i verden, f.eks. i Suezgulfen [1] og i Liaohebassenget [4] så det er helt sikkert at vi ikke kan lage noen generell konklusjon om dannelsen. Det er fundamentale massebalanseproblem [3] med biodegraderingsmodellen.Vi kan også si med sikkerhet er at de simuleringer som skal forklare hvordan biodegradering gjør en «normal» olje tung [5], er geologisk og termodynamisk fundamentalt gale.
Biodegradering diskuterer jeg i et annet innlegg. Her vil jeg fokusere på generering og ekspulsjon.
Ved hvilke temperaturer dannes olje og gass?
De organiske forbindelsene man ser i organisk rike sediment lavere enn rundt 30-40 ºC er ulike sammensetningen av tungoljer. Dette visste man ikke i tidsintervallet hvor Bjørkum henter sine referanser fra.
Studier av kerogen fra umoden til moden via f.eks elementanalyse, Rock-Eval, refleksjonsmikroskopi, micro-fluoresens spektroskopi, røntgendiffraksjon, (mikro-)FTIR, NMR og 13C CP/MAS viser elegant når kerogenet brytes ned, aromatiseres/kondenseres og frigjør petroleumsfluider.
Det er et hav av data som Bjørkum ignorerer eller ikke kjenner til, som viser at disse forandringene ikke skjer ved de lave temperaturene som han påstår. Slike studier er konsistent (en del variasjon) med prediksjoner fra kinetiske modeller, parametrisert fra ulike former for pyrolyse eller målinger på naturlig modnet materiale.
Kerogen, selv på en mikroskopisk skala, har vanligvis stor variasjon i kjemi og termisk stabilitet og modning er en «rotete» prosess. En god måte og illustrere dette på er via mikro-fluorescence-spektroskopi metoden vi utviklet [6].
Tidlig på 1960-tallet hadde man allerede veldig god oversikt over de kjemiske forandringene i kerogen som danner petroleum. Dette var faktisk særlig via studier av kullmaceraler. Læreboken til van Krevelen [7] gir en god oversikt.
Man hadde etablert forholdet mellom karboninnholdet i maceraler med lite kjemisk variasjon (særlig telecollinite) og hvor liptinittiske maceral (de som er hovedansvarlig for petroleum) ble kondensert og aromatisert. Man hadde også lagt grunnlaget for kinetiske modeller ved studier med tidlige pyrolysesystemer.
Man visste nå hvordan man skulle angripe data, og hvorfor vanlige Arrhenius-plot ga helt gale resultat (se [8] for en diskusjon). Det tok tid før oljeindustrien fikk med seg kunnskapene til kullindustrien og fulgte opp forskningen. Med dette kunne man starte og «avkode» de termiske historiene, og særlig håndtere områder med stor erosjon som hadde vært referanseområdene brukt av tidlige forskere i petroleumsindustrien.
Eroderte områder er kaldere i dag enn da kildene genererte petroleum og siden man generelt undervurderte erosjonen, var dette hovedgrunnen til at mange, inkludert Hedberg [9], undervurderte faktiske temperaturer for petroleumsdannelse.
Da man observerte de enorme mengdene sediment i Mexicogulfen (som stedvis er rundt 18 km dyp) kunne man tilbakeberegne hvor stor erosjonen faktisk var og hele bildet på kontinentet forandret seg.
Men vi skal ikke snakke om faste temperaturer. Som BP-gruppen har demonstrert med studier av naturlige systemer; den organiske utviklingen er avhengig av oppvarmingshastigheten. Desto langsommere oppvarmingshastighet, desto lavere temperaturer trengs for generering.
Videre vil temperaturområdet (bredden) for generering også være en funksjon av oppvarmingshastigheten. Dette er konsistent med forventet reaksjonskinetikk.
Men jeg kan ikke legge mye vekt på dette: Siden det er veldig godt etablert de kjemiske forandringene i kerogen som skjer under petroleumsdannelse, og man kan linke disse til rutinemålinger av modenhetsparametre, trenger man strengt tatt ikke vite den termiske historien for praktisk oljeleting.
Man trenger den kun når man utfører bassengmodellering. Bassengmodellering er viktig fordi man er tvunget til å systematisere alt man har av data. Usikkerhetene er store, med mange mulige scenarioer. Det kan man dog se på som en fordel. Det tvinger oss til å fokusere på de viktigste elementene av petroleumssystemet man studerer.
Og hvis det skulle være noen fundamentale feil i «oljeteorien» som Bjørkum påstår, så er dette den beste metoden til å avsløre slike. Det som slike studier i hele verden har sementert dog, med modell og sammenligning, er at Bjørkum sitt gamle syn på generering og ekspulsjon (ved 30-40 ºC) ikke stemmer.
Bjørkum misforstår hva som skjedde med kalibreringen av biomarkør-baserte modenhetsindikatorer. Man tok ganske enkelt feil av hva som styrte forandringene av stereoisomerer i sedimenter. Med nye data forstod man at det som skjedde faktisk var relativ termisk stabilitet av stereoisomerene; relative crackinghastigheter.
Ny kinetikk fra vandig pyrolyse viste dette og aktiveringsparametre var kun kompatibel med brudd av karbonbindinger; det var ikke isomeriseringsreaksjoner. Dette skapte igjen konsistens tilbake i petroleumssystemet. Mange biomarkører klarer seg godt gjennom det meste av katagenesestadiet.
Bjørkum hevder at siden Anthabasca-tungoljer og bitumen i Western Canadian Basin (WCB) inneholder optisk aktive molekyler, må de ha blitt frigjort fra kilden ved temperaturer under 65 ºC. Han referer til Tissot & Weltes lærebok om denne lave stabiliteten. I farten fant jeg ikke min gamle kopi av Tissot & Welte(1984) [10] så jeg kan ikke sjekke hva de faktisk hevder.
Men det er ikke riktig. Mange chiral stereoisomerer overlever høyere temperaturer, selv om effektiviteten minskes ved økende modning. Ekstrakt fra hovedkilden til disse tungoljene i WCB, i området hvor hovedgenereringen fra Nordegg Fm. (nå kalt Gordondale) har foregått, er ofte optisk aktive og det falsifiserer 65 ºC-grensen til Bjørkum.
Knapt noe sted i verden kan man følge oljegenereringen mer nøyaktig enn med det store datagrunnlaget fra Gordondale som i øyeblikket [11] har antatt står for 54 prosent av oljen i Athabasca. Foreslått bidrag fra Exshaw (15 prosent) er mer spekulativt og basert på flere antagelser enn faktiske målinger. Området har i dag betydelig erosjon og temperaturen under generering var betydelig høyere enn dagens temperaturer.
Hvorfor får man ofte noe høyere temperaturer når man nytter Rock-Eval type instrumenter til å beregne kinetikk?
(For de uinnvidde så trengs det eksperimenter med enten en stor bredde i oppvarmingshastigheter eller bombe-eksperimenter med mange forskjellige temperaturer for å diskriminere mellom nivåene av aktiveringsenergier og pre-eksponentielle faktorer.
Fordi det ikke dreier seg om en enkel veldefinert reaksjon, kan man ikke bruke Arrhenius-plot til å beregne aktiveringsparametre. Slike er faktisk opphavet til myten om at oljegenerering dobles for hver tiende grad celsius i naturen [8] (det stemmer omtrent kun ved laboratorietemperaturer). Reaksjonshastighetene øker mye raskere i naturen).
Problemet med Rock-Eval er at metoden krever at produktene fordampes slik at de kan nå frem til detektoren (FID). De tidlige produktene vil bare delvis fordampes (høyt kokepunkt, produkt høy termisk stabilitet og ubehagelige adsorpsjonsegenskaper), slik at metoden undervurderer tidlig generering.
Videre vil tidlig dannede «asfaltener» ikke brytes ned og produktene brytes ned og delvis fordampes først ved temperaturer høyere enn fra den direkte kerogennedbrytningen. Derfor overvurderer metoden den termiske stabiliteten til kerogenet.
Dette er velkjente problemer blant oss som har eksperimentert med ulike former for pyrolyse. I naturen vil det meste av fluidene frigjøres i enten en væskefase eller i en superkritisk fluid helt ulikt det som skjer i Rock-Eval instrumentet.
Men Bjørkum tar feil når han påstår at tyngre komponenter ikke er tatt med i vurderingen av oljegenerering. I studier av petroleumssystem brukes løsningsmidler som effektivt tar ut den residuale oljen i bergartene. Det gamle oljevinduet var basert på slike data og ikke Rock-Eval.
Kinetikk har også vært basert på f.eks vandig pyrolyse. Oljeproduktene der diskriminerer ikke de tunge komponentene, og tar man hensyn til hele spekteret av slik pyrolyse produkter (og ikke bare den oljen som flyter oppe på vannet i reaktoren), får vi kinetikk som gir start av generering allerede ved rundt 80 ºC ved vanlige oppvarmingshastigheter.
Å beregne kinetikk via målinger på naturlig modnede pakker er et klassisk inverst problem. De fleste som har jobbet i dette «gamet», har forsøkt på det. Så langt har det ikke gått noen alarmer på relativ kinetikk fra laboratorieeksperiment. Innenfor den støyen vi ser på labkinetikk med første ordens reaksjonsmodeller, er labkinetikk en brukbar teknologi.
I praktisk leting vil kinetikk fra Rock-Eval (start rundt 100 ºC og peak dannelse rundt 120 ºC for typiske type II kerogen) ikke være et stort problem. Litt ekstra forsiktighet om at kilden er tilstrekkelig moden er resultatet, og letesjefer setter pris på litt forsiktighet.
Bjørkum, i sin diskusjon av tidlig litteratur (1940 – 1965) angående grunndannelse og frigjøring, blander synsing med data som de forfatterne som Bjørkum refererer, ikke hadde analytiske muligheter til å tolke på en reell måte.
De hadde ikke muligheter til å skille analytisk via ekstraksjon med løsningsmidler, kilder som var utsatt for virkelig katagenese relativt diagenese. Man ser litt spor av hydrokarboner i umodne organisk rike sediment og noen tidlige forfattere fokuserte på det og feiltolket det som olje.
Men tar man en gren fra toppen av et grantre og ekstraherer denne ser man også litt hydrokarboner uten at det betyr at olje dannes i toppen av grantrær. Tidlige forfattere hadde også ikke dagens forståelse på hvordan sedimentære basseng utvikler seg termisk med innsynkning og erosjon. De hadde ikke noe grunnlag for å tolke temperaturutviklingen til basseng som i de tidlige studiene som regel var sterkt eroderte.
Bjørkum har også hengt seg opp i gamle myter om forholdet mellom olje og gass. Generelt metter han diskusjonen med referanser til arbeider og syn som har blitt falsifisert med data og bedre teori.
Vi må huske at hvilke faser vi får (f.eks olje og gass), avhenger ikke bare av sammensetningen. Det avhenger også av PVT (sammenhengen mellom sammensetninger, faseoverganger og trykk-temperatur og volum) og PT-stien til fluidene. Dette gir relative migrasjonshastigheter og relative molekylhastigheter under flerfasemigrasjon [2].
Den gamle litteraturen Bjørkum henviser til, hadde ingen kontroll på dette. Hvis vi ser på dannelse av metan, som dominerer reservoargass, (så fra en god marin algedominert kilde), dannes mesteparten i kilden sammen med hele spekteret av molekyler og frigjøres i et fluid som er en veske.
Når modenheten blir så høy at fluidet representerer et superkritisk fluid, utgjør metanmengden lite av den totale genererte metan mengden. Overmoden tørr gass utgjør en veldig liten del av produktene fra vanlige marine kildebergarter. (Hydrogenfattige kull danner veldig lite, men fra slike er metan et viktig produkt.)
For å forstå dannelse av gass reservoar trenger vi en god forståelse av PVT og sekundær migrasjon. Jeg henviser til [1][2] for en diskusjon om hva vi forventer skjer angående faseseparasjon, relative fasehastigheter og relative molekylhastigheter; fasene migrerer med ulike hastigheter og vil kontinuerlig omfordele molekyler når de er i kontakt.
Vi må også være klar over at grunne gassreservoarer kan være biogene, og at grunne gassreservoar også har klare tegn på biodegradering ofte med bidrag fra biogen gass fra metanogenese av residual olje, underliggende oljekolonne eller C2+ komponenter i gassfasen.
Det finnes kerogen som er litt mer termisk ustabile (men ikke i nærheten av Bjørkums temperaturer) enn vanlige marine kerogen. I sedimenter med begrenset tilgang på jern, kan vi under diagenesen få inkorporert svovel i kerogen-makromolekylene. Svovelbroer er svakere enn karbon-karbonbindinger som illustreres godt med naturlig vulkanisert bitumen [12]. Under katagenesen vil vulkanisert kerogen frigjøre tunge svovelrike fluider tidligere enn for mer vanlig kerogen. Se [13] for eksempler. I Monterey kan slike tidlige tunge oljer være så tunge uten biodegradering at de samles opp i synklinaler.
Men det som er mest interessant for nordmenn, er at en annen termisk ustabil type kerogen faktisk var en medvirkende årsak til at Gerhardsen-regjeringen i 1963 måtte gå av. Femte november 1962 var det en stor eksplosjon i Kings Bay-gruven (Ny Ålesund) med en påfølgende brann. 21 gruvearbeidere ble drept.
Etter en rapport med kraftig kritikk av regjeringen stemte et flertall på Stortinget for mistillit. Den 28. august gikk regjeringen av og den første Lyng-regjeringen tiltrådte. Den satt ikke lenge. Den 25. september var Gerhardsens arbeiderparti tilbake i regjering.
Det ingen var klar over på den tiden var at kullene i gruven var gjennomtrukket med olje. Den skyldige var en type kerogen som finnes i korkmateriale; suberinitt [14]. Slikt materiale finnes i bark og røtter og inneholder en naturlig polyester. Den brytes delvis ned ved lavere enn normale temperaturer og frigjør da betydelige mengder olje.
Oljeinnholdet i Kings Bay-kullene er antagelig det høyeste som noen gang er observert [14]. Dette spesielle fenomenet var sannsynligvis en nøkkel til brannen i gruven. Hvordan så mye suberinitt kunne konsentreres opp er uklart, men Arthur Cohen (en av verdens ledende spesialister på myravsetninger) har faktisk observert lag med slike korkkonsentrat i Everglades- og Okefenokee-myrene (personlig kommunikasjon).
Er det noe andre som støtter Bjørkums 30-40 ºC tungolje-ekspulsjon?
Nå skriver Olav Walderhaug på expronews.com at oljeinneslutninger i kvarts «indicates that oil emplacement took place at temperatures of 70-90°C or less» og mener dette støtter Bjørkums modell.
Han viser et eksempel fra Egersundbassenget hvor han beregner at kildebergarten (Tau Fm) må ligge på rundt 90 til 100 ºC. (Han tar ikke høyde for at nesten 600 meter ekstra med finkornede sedimenter over kjøkkenet sannsynligvis har en høyere termisk gradient en 33 ºC/km som er ned til reservoaret.)
Hvordan dette skal støtte Bjørkums modell med at generering og ekspulsjon starter på rundt 30 ºC, er dog et mysterium som Olav ikke forklarer.
Petroleumsekspulsjon
Det Bjørkum glemmer er at skal vi få ekspulsjon av tungolje, må det være tungolje tilstede! Og de ekstraherbare organiske molekyler man finner i friske og tidlig diagenetiske sedimenter i Bjørkum sitt temperaturområde, gir sammensetninger forskjellig fra tungoljer. Det dreier seg også om ultrasmå mengder.
På det stadiet hvor vi får en fri petroleumsvæske i en olje-kildebergart, er det så lite CO2 igjen i systemet at effekten på væske-viskositeten er lav til fraværende. Men selv i umodne sedimenter, hvor mesteparten av CO2-genereringen foregår, er mengden så lav at det aldri blir noen fri CO2-rik gass i kilden. CO2 vil stort sett sitte oppløst i vann og sorbert i/på kerogen.
Bjørkums påstand om at superkritisk CO2 er nødvendig eller spiller en betydelig rolle for petroleumsekspulsjon ignorer de enorme kreftene som er involvert i petroleums ekspulsjon [15][16].
Han hevder at «dagens modell» innebærer at det ikke er bevegelig olje før over 120 ºC. Men de gamle modellene ignorer de kreftene som data viser er tilstede. Off the shelf-beregninger gir oljeviskositeter av tungolje som gir full mobilitet gitt kreftene involvert i kildebergartskompaksjonen.
Kreftene involvert i ekspulsjon
I rike tidlig modne kildebergarter observerer vi voldsomme injeksjoner av tungolje inn i omliggende bergarter. Oljetrykket er klart rundt det litostatiske trykket, med kilometerskala tungoljeganger (ofte flere meter tykke) og sillintrusjoner. Gamle ekspulsjonsmodeller ignorerer dette og venter med ekspulsjon til de mener det er bygget opp stort overtrykk i porenettverket.
Bjørkums ekspulsjonsmodell ignorerer også slike sentrale observasjoner og har ingen mekanisme for hvordan slike store petroleumsintrusjoner dannes fra tidlig modne kilder (ved temperaturer mye høyere enn i Bjørkums hypotese).
Mest sannsynlig, så skjer ekspulsjon på samme måte som når basaltisk smelte frigjøres og transporteres opp i mantelen [15][16]. Tungoljeintrusjoner dannes mest sannsynlig på samme måte som magmatiske intrusjoner. En kildebergart med 10 prosent TOC vil inneholder ca. 20 volumprosent kerogen.
Når petroleum dannes vil i dette tilfellet ca. 10 prosent av bergartsmatriksen overføres fra fast stoff til en lavviskøs væske. Knut Bjørlykke (professor emeritus UiO) var oppmerksom på dette forholdet (fant ikke i farten publikasjonen) men gikk ikke videre med konsekvensene.
Bergartsmatriksen kompakteres via det litostatiske trykket, og skviser ut de lavviskøse fluidene [14][15]. Under generering går bergarten fra en nesten impermeabel bergart til en bergart med tilstrekkelig permeabilitet. Vi kan via kerogendiffusjonsdata til Michelle Thomas (Exxon: fant ikke referansen i farten) beregne rimelige kerogenviskositeter.
Hvis kerogenet er jevnt fordelt, kan vi bruke miksingmodeller til å lage en diffusjon creepmodell [17] for å beregne viskositeten til hele bergarten. Rimelige viskositeter til petroleumsfluidene kan beregnes via velkjente korrelasjoner.
I de fleste eldre ekspulsjonsmodeller ligger kerogenet implisitt å flyter inne i bergartens porerom ved et trykk tilsvarende poretrykket. Bjørkums hypotese er udefinert om dette. At bergarter med typisk porøsitet på 5 prosent og mindre, skal ha 20 prosent av bergarten inne i porerommet er ikke særlig sannsynlig, for å si det mildt!
Det er uunngåelig at kildebergarten (kerogenet) kompakteres proporsjonalt med overgangen fra fast (høy viskositet) til fluid (mye lavere viskositet) materiale. Dette er helt likt hvordan man mener lherzolitt i mantelen, smelter (3 – 20 prosent), kompakteres og frigjør basaltiske smelter, og legger igjen en residuell harzburgittisk bergart.
Denne type kompaksjon er godt forstått både for rene viskøse modeller (McKenzie modell) [18] og for modeller med mer komplekse reologier. Modellering med en ren viskøs modell er forholdsvis lett fordi en slik modell ikke har ustabiliteter. (Det er publisert beregninger som har tilsynelatende ustabiliteter fra rene viskøse modeller; problemet er at det mest sannsynlig dreier seg om numeriske ustabiliteter som sees fordi det er nyttet en alternativ implisitt numerisk metode, som har store velkjente stabilitetsproblem.)
Men med mer komplekse reologier, får vi ustabiliteter og bifurkasjoner som er vanskelig å håndtere numerisk. Det er dog geokjemiske data som kun kan forklares hvis vi godtar ustabiliteter i kompaksjonsmodellen; vi kan gå fra jevn transport via hele kilden, til plutselige gjennomslag hvor fluider totalt unngår å oppnå likevekt på nytt (re-equilibrering) med kilden. Og på tidlig modenhetsstadier (lavere temperaturer), oppfører kildebergartene seg ofte mer viskoelastisk enn viskøst.
Når vi leser Bjørkumgruppens [19] modell for kompaksjon ved høyere temperaturer, er det forståelig han ikke ser at ekspulsjon uunngåelig representerer en typisk termisk aktivert kompaksjonsprosess. Gruppens [19] kompaksjonsmodell tar ikke hensyn til gravitasjon. Vekten av overliggende sedimenter spiller ingen rolle i deres modell som flattrykker sedimentene kun drevet av temperatur.
Modellen forsøker å erstatte klassiske termisk aktiverte og fysisk konsistente creepprosesser. Vi kan kjøre et enkelt reductio ad absurdum argument på modellen. Hvis vi sender sedimenter i fritt fall (zero gravity) i bane rundt jorden, og varmer den til over 80 ºC, så predikerer [19] at den kraftig trekker seg sammen og skviser ut porevannet. Dette er nokså absurd og selvfølgelig ikke tilfelle.
Kompaksjon er klassisk gravitasjonssegregering, hvor vekten av overliggende sedimenter deformerer underliggende sedimenter. Økende temperatur gjør sedimentene ganske enkelt svakere, og vi får diffusjonskontrollerte creepprosesser [20].
Bjørkumgruppen gjør kardinalfeilen ved å tro at en brukbar match fra en korrelasjon bekrefter en teori de brukte til å generere korrelasjonen. I dette tilfellet så er sammentreffet relatert til at de nytter en Arrhenius-type ligning i bunn, som har lik temperaturavhengighet som viskositeten i trykkoppløsnings creepprosesser.
Når forfatterne i tillegg mener man kan bruke deres korrelasjon til å simulere trykkutvikling i sedimentporevannet, går alarmklokkene av; Newtons lover med elementær kraftbalanse medfører at en prosess som kan påvirke trykk, nødvendigvis må være avhengig av trykk.
En annen ekspulsjonsmodell
Dag Karlsen bringer inn Stainforth & Reindeers [21] sin ekspulsjonsmodell i denne debatten. Den bygger på termisk aktivert diffusjon i kerogennettverket.
Karlsen mener den best forklarer det man ser. Jeg kan ikke være mer uenig. Det er helt klart at modellen er feil. Forfatternes påstand om at modellen produserer vanlige konsentrasjonsprofiler i kilder er kun tilsynelatende hvis vi unngår å se på kritiske detaljer.
Resultatet fra simuleringene gir i randsonen av kildebergarten, et område med 0 konsentrasjon av petroleum. Dette er aldri observert i naturen. Det er jo akkurat fra randsonen hvor kilden skal frigjøre petroleum. Det er umulig når det der er 0 konsentrasjon av petroleum og derfor ingenting å frigjøre. Forfatterne får en diffusiv flux av petroleum internt i kilden, ved å ha absurde grensebetingelser med en konsentrasjon på 0 på begge sider av kilden.
Og så (uten beregninger) transporterer de denne nullmengden olje vekk fra kilden via bulk flow av ingenting. Siden modellen implisitt har all petroleum oppløst i kerogennettverket må kerogenet i randsonen ha en høy nok petroleumskonsentrasjon til at vi får en fri petroleumsfase som kan frigjøres mot omliggende sedimenter.
I vår termisk aktiverte kompaksjonsmodell dannes også det vanlige konsentrasjonsprofilet som Stainforth & Reideers sikter til. Olje dannes i hele kilden, derfor vil den relative hastigheten mellom matriks og olje øke oppover (og nedover når ekspulsjonen skjer i begge retninger). Det medfører at kompaksjonen går langsommere i randsonene (kraftbalansen mellom matriks og olje: større viskøst «drag») og vi får litt økt porøsitet der. Det medfører et skifte i lokal sammensetning langs randsonene og kerogenet (som inneholder det meste av oljen via absorpsjon) blir ekstra ekstrahert av den ekstra (mer hydrokarbonrike, frie oljen).
Stainforth & Reindeers [21] modell er på samme måte som biodegraderingsmodellen til Larter-gruppen (se mitt andre innlegg om dette), eksempler på numeriske formuleringer som har lite å gjøre med det geologiske/geokjemiske problem man vil løse og gir helt gale resultat.
Hvor effektiv er petroleums-ekspulsjon ?
Her må jeg også kommentere på det Dag Karlsen hevder om dette i denne diskusjonen. Han hevder at kun 50 prosent av generert petroleum har mulighet til å bli frigitt fra kildebergartene. Dette er ikke konsistent med beregninger og observasjoner.
Karbon-massebalanse, både teoretisk og ved analyse av data, viser at ekspulsjons-effektiviteten varierer sterkt både som funksjon av kerogenkvalitet og modenhet. Gode kildebergarter kan ha en effektivitet på over 90 prosent.
Ser vi på de beste skiferoljereservoarene, så kommer både Exxon og Amoco (da jeg jobbet der) til samme resultat: gjenværende petroleum representerer rundt 20 prosent av generert petroleum (ca. 80 prosent effektivitet).
Hva med TOC?
Øyvind Sylta påpeker i hans datasett for Draupne en tendens til minskende TOC ved økende dyp. Det motsatte av det Bjørkum hevder fra sitt datasett, og som er de eneste data han legger frem som argument for sin hypotese.
Bjørkum sier at han ikke kjenner til andre steder med reduserende TOC. (Idag har vi noe som kalles Google.) Spørsmålet blir hvilke andre basseng han har studert.
De få referansene han gir, er en forsvinnende liten del av verdens petroleumssystemer og med Mikke Mus-størrelse datasett. Sylta påpeker korrekt at faciesvariasjon er noe som enkelt forklarer forskjellene. Jeg kan legge til, med erfaring fra Equinors database, at der er mye data der som ikke er skikkelig kvalitetssikret, og Bjørkum bruker dataene derfra som en «blackbox».
Screeningdata har potensielt store problem med forurensing fra omliggende bergarter, og f.eks jutesekker, valnøttskall, dieselolje, migrert olje og Gilsonite.
Hvis man ser på kildebergarter i et område med lik og lav modenhet, vil man normalt se betydelige variasjoner både vertikalt og lateralt i både TOC, S2 og Tmax. Ikke så store som man vil se ved økende begravning, men hvis vi bruker standard teori til å projisere mot økende modning kan vi få betydelig spredning i egenskaper.
Det er også viktig at det i umodne sedimenter ofte er en god korrelasjon mellom TOC og S2. Graden av bevaring vil også påvirke både termisk stabilitet og genereringsevne [22]. Mønsteret av Rock Eval-parametre ved modning er derfor ikke rett frem etter nesen selv når det organiske facies er like.
Skal vi teste dagens teori må vi ha en helt annen kontroll enn å bare blindt plotte data ut fra en «blackbox-selskapsdatabase» slik Bjørkum gjør. Bjørkum bør presentere HI og Tmax for det samme datasettet han tar TOC fra, samt forklare hva som skjer.
JOHAN K MICHELSEN
Michelsen er pensjonert petroleumsgeolog/petroleumsgeokjemiker. Han har erfaring som forsker ved UiB, Rogalandsforskning og Equinor i Norge og erfaring fra Amocos tidligere forskningssenter for leting og produksjon i Tulsa, USA.
Referanser
[1] Khavari Khorasani, G., Dolson, J. and Michelsen, J.K. (1998a). The factors controlling the abundance and migration of heavy versus light oils, as constrained by data from Gulf of Suez. Part I. The effect of expelled petroleum composition, PVT properties and petroleum system geometry. Organic Geochemistry 29, No. 1-3, 255-282.
[2] Khavari Khorasani, G., Michelsen, J.K. and Dolson, J. (1998b). The factors controlling the abundance and migration of heavy versus light oils, as constrained by data from Gulf of Suez. Part II. The significance of reservoir mass transport processes. Organic Geochemistry. 29, No. 1-3, 283-300.
[3] Michelsen, J.K. & Khavari-Khorasani, G. 2019. The mass-transport processes of petroleum in sedimentary basins Abstract 33rd Geological Winter meeting. Page 61.
[4] Chenglong Ma, Changhao Hu, Xingzhou Liu, Yugang Li, Jie Cui, Ying Wu, Jianhong Huang, and Shuming Li, 2022. Characterization and Origin Analysis of Heavy Oil in the Western Sag of the Liaohe Basin. American Chemical Society, ACS Omega 2022,7,28985-28993.
[5] Larter, S, Wilhelms A, Koopmans, I.H.M, Aplin, A., Di Primo, R, Zwach., Erdmann, M., & Telnaes, N. 2006. The controls on the composition of biodegraded oils in the deep subsurface: Part II— Geological controls on subsurface biodegradation fluxes and constraints on reservoir-fluid property prediction AAPG Bulletin, v. 90, no. 6 (June 2006), pp. 921–938
[6] Khavari Khorasani, and Michelsen, J.K. 1995. Four-dimensional fluorescence imaging of oil generation: development of a new fluorescence imaging technique. Organic Geochemistry Volume 22, Issue 1, January 1995, Pages 211-223
[7] van Krevelen, D.W. 1961. Coal, Typology, Chemistry, Physics and Constitution. Elsevier 1961. 514 pages.
[8] Michelsens, J.K. & Khavari-Khorasani, 1995. The kinetics of thermal degradation of individual oil-generating macerals: calibration with microscopical fluorescence spectrometry and bulk flow pyrolysis. Organic Geochemistry, 22(1): 179-189.
[9] Hedberg, H. D., 1964, Geologic aspects of origin of petroleum. AAPG Bulletin, vol. 48, no. 11, p. 1755-1803.
[10 Tissot, B. P. and D. H. Welte, 1984, Petroleum Formation and Occurrence, 2nd ed., Springer-Verlag New York Heidelberg Berlin, 699 p.
[11] Berbesi. L.A., di Primio, R., Anka, Z, Horsfield, B and Higley, D.J. 2012. Source rock contributions to the Lower Cretaceous heavy oil accumulations in Alberta: A basin modeling study. AAPG Bulletin (2012) 96 (7): 1211–1234.
[12] Khorasani, G.K., Michelsen, J.K., 1993. The thermal evolution of solid bitumens, bitumen reflectance, and kinetic modeling of reflectance: Application in petroleum and ore prospecting. In Goodarzi, F., and Macqueen, R.W., eds., Geochemistry and petrology of bitumen with respect to hydrocarbon generation and mineralization. Energy Sources 15 (2), 181–204.
[13] Dessort, D., Connan, J., Derenne, S and Largeau, C. 1997. Comparative studies of the kinetic parameters of various algaenans and kerogens via open-system pyrolyses. Organic Geochemistry Volume 26, Issues 11-12, 1997, Pages 705-720.
[14] Khavari Khorasani, and Michelsen, J.K. 1991. Geological and laboratory evidence for early generation of large amounts of liquid hydrocarbons from suberinite and subereous components. Organic Geochemistry Volume 17, Issue 6, 1991, Pages 849-863.
[15] Michelsen, J.K. & Khavari-Khorasani, G. & Diaz, J. 1997. The Physics of Petroleum Expulsion/Source Rock Compaction: Solution to an Old Controversy in Petroleum. Geology. Abstrakt, AAPG Annual Convention, Dallas, Texas.
[16] Michelsen, J.K. & Khavari-Khorasani, G. 2019 The expulsion of petroleum from organic rich sediments. Abstract 33rd Geological Winter meeting. Page 60.
[17] Turcotte, D.L & Schubert G. 1982. Geodynamics; Applications of continuum physics to geological problems. 450 pages. John Wiley & Sons,
[18] McKenzie, D. 1984. The generation and compaction of partially molten rock. Journal of Petrology, Vol. 25, Part 3, pp.713-765
[19] Bjørkum, P.A., Walderhaug, O., & Nadeau, 2001. Thermally driven porosity reduction; Impact on basin subsidence. Geological Society London Special Publications 188(1):385-392
[20] Michelsen, J.K. The compaction of sedimentary rocks. Abstract 33rd Geological Winter meeting. Page 60.
[21] Stainforth, J.G & Reinders, 1990. Primary migration of hydrocarbons by diffusion through organic matter networks, and its effect on oil and gas generation. Organic Geochemistry, Vol 16, Issues 1-3, 1990, Pages 61-74.
[22] Khavari Khorasani,G., & Michelsen, J.K. 1992. Primary alteration—oxidation of marine algal organic matter from oil source rocks of the North Sea and Norwegian Arctic: new findings. Organic Geochemistry. Vol 19, No. 4-6, Pages 327-343.
