I en nylig artikkel skriver Olav Walderhaug at målte oljeinneslutningsdata fra Nordsjøen impliserer “at oljeutdrivning fra kildebergartene har funnet sted tidligere og ved lavere temperaturer enn ofte antatt. Dermed kan større deler av kildebergartene ha bidratt med olje – også områder som aldri ble spesielt dypt begravd eller som senere ble hevet. Behovet for langdistansemigrasjon er dermed overdrevet.”
Spørsmålet er om temperaturene Walderhaug viser til som «ofte antatt», gjelder tidlig utdrivning av olje eller utdrivning av mengder som faktisk er relevante for prospektivitet. Det siste er det som er interessant i letesammenheng.
De fleste reservoarer ligger over kildebergartene og har derfor normalt lavere temperaturer. Temperaturestimater fra oljeinneslutninger i reservoaret sier dermed ikke nødvendigvis noe om temperaturen i kildebergarten da petroleumet ble dannet og utdrevet.
Walderhaug påpeker at noen reservoarer er integrert i kilden. Hvis kilden ligger i direkte kontakt med reservoaret er det mulig at det er tidlig moden olje fra en lokal kilde som observeres i de mikroskopiske oljeinneslutningene.
Her ligger etter mitt syn hovedproblemet med Walderhaugs tolkning. Han bruker en terminologi som likestiller spor av olje med oljemengder som er store nok til å mette migrasjonsveier og fylle reservoarer. Modenhetsnivået (temperaturen) av kildene er kritisk for tilstrekkelig reservoarfylling.
Oljekolonner dannes ikke straks kildebergarten frigjør sin første olje. Et reservoar kan riktignok motta og registrere spor av olje lenge før det utvikles en kommersielt relevant akkumulering.
Når de første petroleumsfluidene ankommer et reservoar, styres bevegelsen av kapillærkrefter. De tidligste fluidene – typisk tyngre oljer – trenger derfor bare inn i de mest porøse delene av reservoaret som tynne strenger.
Det er ikke som Bjørkum hevder: “oil inclusions trapped at the detrital grain boundary by quartz cement attach to the grain surfaces at temperatures of 70-80°C (Walderhaug, 2022) suggesting that the oil columns were present at these temperatures”.
Det skal nesten ingenting til av olje (ubetydelig oljemetning på reservoarskala) for å danne mikroskopiske oljeinneslutninger slik at det ikke er behov for en faktisk oljekolonne som først dannes når oljemetningen blir så stor at viskøse krefter tar over kontrollen av oljebevegelsen.
Spørsmålet er om det er noen konflikt mellom Walderhaugs observasjoner og grunnlaget for standard metodikk i oljeindustrien. Ser vi på kinetikk basert på Rock-Eval, predikerer modellene dannelse av små mengder olje ved temperaturer rundt 80–90 °C for de fleste type II-kerogener.
Som jeg har påpekt tidligere er det mulig at masseoverføringsproblemer ved lave Rock-Eval-temperaturer fører til en viss undervurdering av oljeproduksjonen. Mange NSO-forbindelser, som er anriket i tidlige fluider, har kokepunkt over 500 °C. De gir også svakere utslag i Rock-Evals FID-detektor enn mange hydrokarboner.
Men det spiller liten rolle. Mengden olje som dannes ved disse temperaturene er fortsatt svært liten – mindre enn 10 prosent av det som er generert fram mot «peak» dannelse (50 prosent av kapasitet).
Det vil si at kerogen med HI 600mg/gTOC (god olje kildemateriale) ved disse lave temperaturene (og modning) er likt kerogen med rundt HI 30mg/gTOC (eller dårligere) sammenlignet med full modning. En kilde med så lav HI regnes erfaringsmessig som en «ikke-kilde». Sagt med andre ord: det er ekstremt liten sjanse for at en kilde skal mette migrasjonsveier og fylle reservoar ved de laveste temperaturene. Og det er ingenting i Walderhaugs data som viser at de mikroskopiske oljeinneslutningene ble dannet i en vanlig oljekolonne med høy metning i reservoaret og at reservoaret har vært fylt med den tidlige oljen.
Diskusjonen om “tidlig dannelse” startet med Per Arne Bjørkums ikke-fagfellevurderte artikkel og svar fra Dag Karlsen, Øyvind Sylta og undertegnede. Bjørkum mener at dannelse (med uspesifiserte mekanismer) og utdrivelse av petroleum skjer ved så lave temperaturer som 20-50 °C med CO2 som drivgass og at oljen seinere modnes videre i reservoar (ved uspesifiserte temperaturer og mekanismer).
Dette er noe helt annet enn å hevde at dannelse og utdrivning kan starte rundt 80 °C. Temperaturer rundt 80 °C tilsvarer i mange tilfeller begynnelsen av det tradisjonelle oljevinduet. Da kan man registrere petroleumsprodukter i kildebergarten. Det betyr imidlertid ikke at det er produsert nok petroleum til å fylle migrasjonsveier og reservoarer.
Kjemisk kinetikk innebærer at ved kontinuerlig temperaturøkning (les innsynking og overlagring) starter reaksjonene med lave hastigheter over et betydelig temperaturintervall (les lave temperaturer) som så akselereres raskt ved videre oppvarming mot “peak” dannelse. Det er i temperaturintervallet fra peak og høyere vi har størst sannsynlighet for å danne akkumulasjoner.
Bjørkum hadde som startpunkt eldre litteratur som mente at oljen ble utdrevet av vann og da måtte det skje ved høy porøsitet. Men som allerede påpekt av Palciauskas (1991): kerogenet ligger ikke i porene, som er volumetrisk mye mindre enn kerogenet, men er en betydelig del av bergartsmatriksen. En kildebergart med 10 % TOC* impliserer en kerogen volumprosent på ca. 20 % av bergartsmatriksen.
Dette innebærer at kerogenet primært påvirkes av litostatisk trykk, ikke av porevannstrykket slik man tidligere antok. Likevel er den eldre tankegangen fortsatt bygget inn i mange bassengsimulatorer.
Når deler av kerogenet brytes ned til olje danner kerogenet sin egen oljevåte porøsitet i og rundt kerogenet og drivkraften for ekspulsjonen er fra trykkforskjellen mellom litostatisk trykk og fluidtrykk (fra tetthetsforskjellen mellom petroleum og bergartsmatriksen). Sagt enkelt dreier det seg om kompaksjon av kerogenet når en betydelig mengde (rimelige kilder opptil 50 volumprosent) omdannes fra fast stoff til lavviskøse fluider. Prinsippet er likt delvis oppsmelting av jordens mantel og hvordan basaltisk magma drives ut til intrusjoner og lava på overflaten. Fysikken til en slik prosess ble utarbeidet av Dan McKenzie på åttitallet. Det er ingen overraskelse at rike kildebergarter danner kilometerlange tungoljeintrusjoner og “asfalt”-vulkaner på overflaten. Massebalanseberegninger viser at ekspulsjonen er effektiv og starter nokså tidlig i dannelseshistorien. Men det betyr ikke at det utdrives mengder som er relevante for prospektivitet ved de laveste temperaturene.
Problemet man hadde tidligere med ekspulsjon var at man ad hoc beskrev kerogenet som å ligge i vannvåt porøsitet ved et trykk tilsvarende porevannstrykket. Det er jo problematisk når kerogenet som regel har et volum mye større enn porevolumet. Tanken om at drivkraften var fra oppdrift av petroleum i porevannet (eventuelt fra trykkgradienter fra overtrykk i porevannet) bygger på en åpenbart umulig systembeskrivelse.
Tankesettet til Bjørkum og tidlige arbeidere er i klar konflikt med moderne data om kildebergarter. Bjørkum hevder at “Early oil expulsion and the role of local source rocks was documented by Hedberg et al. (1947) in their classic study of the shallow Tertiary Greater Oficina basins in eastern Venezuela”. Det stemmer ikke. Funn av petroleum dokumenterer ikke at fluidene var dannet lokalt slik Bjørkum hevder. I dag vet vi at disse områdene mottok en svært stor petroleum-charge fra La Luna-kildebergarten, som ligger strukturelt umiddelbart nedenfor dette området. Tidlige arbeidere kjente ikke til den geologien som senere skulle vise seg å ligge bak verdens største oljefelt. De visste at La Luna var en glimrende kildebergart, men de visste ikke at den forekom i store mengder strukturelt på nedsiden av området.
Post-appraisal-konklusjonen om “manglende kilde” er i realiteten en samlebetegnelse for tilfeller der petroleumstilførselen (charge) ikke har vært stor nok. Det kan være ingen kilde, for dårlig kilde eller for lav modenhet.
Når man risker et prospekt, vurderes sannsynligheten for en charge som er stor nok til å mette migrasjonsveier og fylle reservoarer. Av den grunn er de laveste modenhetsnivåene normalt av begrenset interesse.
Erfaring viser at kildebergarter rundt «peak» dannelse (120–140 °C) har størst sannsynlighet for å generere kommersielle akkumulasjoner. Lavere temperaturer ender ofte med tørre reservoarer.
Det er også helt i tråd med standard teori. Og som Øyvind Sylta med mye erfaring fra norsk sokkel har påpekt: “Personlig har jeg funnet at dagens modeller basert på publiserte kinetiske modeller for dannelse av olje og gass, sammen med våre egne metoder for å modellere 3D migrasjon av olje og gass fra kildebergartene til akkumulasjoner, fungerer godt”.
Hvis man under risikoanalysen vil senke temperaturkravet til temperaturer fra 80 °C og lavere for kildene, bør man ha data som viser at betydelige mengder olje er dannet og utfelt, tilstrekkelig til å fylle opp migrasjonsveier og reservoar. Jeg er ikke kjent med at slike data eksisterer fra norsk sokkel. Dagens prosedyrer er godt begrunnet og mye testet i oljeindustrien. Hvis man skal revurdere hvordan petroleumsystemene virker, trengs det data som demonstrerer prospektivitet der lavtemperaturkilder er den eneste mulige kilden.
JOHAN MICHELSEN
Pensjonert petroleumsgeokjemiker
* TOC: Total Organic Carbon. Måler karboninnholdet i kerogenet som vektprosent. Kerogenets innhold av hydrogen, oksygen, nitrogen og metaller etc., er ikke medregnet og tettheten til kerogenet er betydelig lavere enn resten av bergartsmatriksen.
Referanser
Palciauskas, V.V., (1991) Primary Migration of Petroleum. In: Forster, N.H., og Beamont, E.A. (Eds), Source and Migration Processes and Evaluation Techniques, Treatise of Petroleum Geology, Handbook of Petroleum Geology, The American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, 13-22.
