Under tittelen » Nyttig kunnskap for petroleumsleting» kan vi lese på Geoforskning.no en beskrivelse av en ny artikkel i Marine and Petroleum Geology [1].
Det hevdes at «En ny global studie peker mot at temperaturen i undergrunnen er styrende for hvor vi finner olje og gass, og mønsteret er det samme overalt.»
Det er ingen nyhet her, bare en statistisk gjennomgang av velkjente mønstre. Det er ingen konflikt mellom standard petroleumssystemteori og den observerte fordelingen. Det finnes ingen behov for noen «Golden Zone» fordi standard leteverktøy håndterer viktigheten av temperatur for dannelse av petroleumsakkumulasjoner. Den avhengigheten er hovedsakelig styrt av temperaturkontrollen av petroleumsdannelse og ekspulsjon, samt migrasjonsfenomen og PVT, og har lite å gjøre med diagenese slik forfatterne [1] hevder.
Det burde være åpenbart at områder som ligger rundt og over/nærmest kildebergarter fra den temperaturavhengige petroleumsdannelsen og -ekspulsjonen, har størst sannsynlighet for akkumulasjoner.
De fleste petroleums-sammensetninger er lettere enn porevannet slik at petroleum generelt forplanter seg oppover. Jo lengre vekk fra kildebergarten, desto mindre sjanse for akkumulasjoner. Jo mer petroleum kildebergarten produserer, desto lengre kan petroleums-strømmen propagere.
Hovedproblemet med det som hevdes i [1],[2],[3], [4] og [5], at kompaksjon/flattrykking ved temperaturer over 70 grader er styrt av temperatur og er uavhengig av effektivt stress (Figur 1), er at det ikke er fysisk mulig. Hvis vi ser på figur 1, fra [4] er feilen i kompaksjon-uten-stress modellen åpenbar: plutselig forsvinner vekten av overliggende sediment når temperaturen stiger til over 70 °C.
En teoretisk fysisk modell som involverer flattrykking av sedimentene og utskvising av porevannet må nødvendigvis beskrive kraftbalansen mellom sedimentmatriks og porevann. Det krever ligninger for konservering av masse, bevegelsesmengde og energi.
Gruppens modell vil medføre at et sediment i fritt fall i bane rundt jorden, spontant flattrykkes og skviser ut vannet når det varmes opp. Dette bryter fullstendig alle Newtons tre lover. Kompaksjon er en gravitasjons-segregeringsprosess som følger av tetthetsforskjellen mellom sediment-matriks og porevann.
Selv om trykkoppløsning er dårlig forstått på et mikroskopisk nivå [6], så leder alle kryp- (creep) prosesser til bergarter som oppfører seg viskøst (strainhastighet fra stress) [7]. Fysisk meningsfulle modeller for kompaksjon via trykkoppløsning fra effektivt stress, eksisterer [7][8][9], og er tilgjengelige i kommersielle bassengmodellerings-verktøy [9].
Ideen til forfatterne, at flattrykningen av sedimenter ved temperaturer over 70 °C er styrt av temperatur, har dessverre også klart å lure seg inn i en (ellers utmerket) lærebok [4] (Figur 1). Dette kan potensielt forvirre nye studenter så derfor er en oppklaring som presentert her nødvendig.
Hvorfor er fordeling av petroleum i petroleumssystemer hovedsakelig styrt av petroleumsdannelse, -ekspulsjon og -migrasjon?
I [1] skrives det: «It is remarkable that this pattern of petroleum occurrence as a function of discovery reservoir temperature was initially predicted based on theoretical constraints imposed by siliciclastic diagenesis and only subsequently confirmed by empirical observations (Bjørkum and Nadeau, 1998).»
Dette er en påstand tatt ut av løse luften. Resultatene [1] dokumenterer på ingen måte dette.
Artikkelen [1] hevder at «Similarity between the distributions of both oil and gas with temperature indicates that the controlling processes are unrelated to petroleum generation.»
Dette er det eneste en-setningsargument forfatterne legger frem for at petroleumsdannelse og -ekspulsjon ikke er viktig for fordelingen av olje og gass i undergrunnen. Bjørkum hevder: «Rådende teori for gass og olje predikerer «dyp gass og grunn olje», men empiriske data [5] tilsier at gass og olje opptrer på samme dyp.» Dette farger tankegangen til [1][5] angående «the Golden Zone». Men moderne teorier predikerer på ingen måte dette som eneste eller til og med vanligste mulighet.
Påstanden viser at forfatterne ikke har fått med seg nyere arbeider med hvordan petroleumsfluider systematisk forandrer sammensetning under dannelse (Figur 2 og Figur 3) og migrasjon f.eks. [10][11][12][13][14][15], og hvordan kjøkken-geometrier, migrasjonsvei-geometrier, PVT, inn-reservoarprosesser og relative migrasjonshastigheter styrer fordeling av ulike 1, 2 og 3-fase petroleum-fluidsystemer [14][15].
Generelt dannes de tyngste fluidene først, og har størst sjanse for å komme lengst vekk fra kilden når mer lettere fluider fortrenger tidligere fluider. (Figur 2 og Figur 3). En god «oljekildebergart» (Figur 2) danner mer metan (som vil dominere gassen i separatorene) enn hva en typisk «gasskildebergart» vil danne, og det meste av dette blir faktisk utskilt fra kilden fra fluider som har boblepunktoppførsel (olje).
Kildebergarter er sterke pumper, noe som er lett å se fra spesielt rike kilder hvor de ekstra tunge fluidene hydraulisk sprekker opp bergartene over, og injiserer tungolje i både tverrgangs- og laggangsintrusjoner [16] (Figur 4 [17][18]) (dykes og sills).
En-fase transport, enten som gass eller olje gir enkle petroleumsfordelinger. Men når fluiden treffer et metningstrykk for en ny fase blir det mer komplisert. Nå vil vi potensielt få store forskjeller mellom fase- og molekylhastigheter. Dette er illustrert i figur 5 for en hypotetisk sammensetning.
Mye kan skje når fluider treffer et egnet reservoar. Fordi migrerende fluider generelt blir lettere ettersom kjøkkenområdet varmes opp, vil vi få tetthets-omveltning i reservoarene. Denne vil avhenge av størrelsen på reservoaret relativt størrelsen på petroleums-strømmen (og dens variasjon i modenhet).
I tillegg vil en balanse mellom trykk og ordinær diffusjon på mindre skala jevne ut sammensetningen i petroleumskolonnen lokalt [14][15]. Resultatet kan bli stor forskjell i metningstrykk fra topp til bunn av reservoaret som påvirker videre migrasjon via «fill og spill». Dette er illustrert i figurene 6 og 7 fra [14][15].
De data [1] og [5] legger frem, skjuler de virkelige store variasjonene i sammensetningene til petroleumsforekomstene relativt kildebergartene. Ved å inndele fluidene bare inn i «olje, gass, olje+gass+kondensat, gass+kondensat og kondensat» ut fra faseforhold i separator og lagertankene, får man nesten ingen informasjon om den kjemiske sammensetningen på fluidene i reservoarene. Dermed oppdager ikke [1] hvordan både olje og gass-sammensetningene i akkumulasjonene varierer systematisk fra kildebergartene og oppover.
Olje-, gass- og kondensatverdiene som oppgis [1] er ikke bestemte reservoarsammensetninger. Ved at det meste av data i Tabell 1 [1] er gitt som «barrels of oil equivalents» fjernes informasjon om hva slags reservoarfluider vi snakker om. Oljekategorien sier heller ingenting om hva slags olje. Det eneste forsøk på å differensiere oljer, er for å skille mellom relativt tunge lagertankoljer (<22ºAPI) og lettere oljer (mesteparten av oljene). At tyngre oljer er vanligst i de grunne områdene (Figur 3A [1]) er som forventet siden disse skilles ut fra kildebergartene først og ved videre ekspulsjon, forskyves til de grunnere områdene.
Den store og systematiske variasjon av sammensetningen til petroleumsfluider via temperatur, og derfor kobling til kildebergart, samt oppførselen av både olje og gass, fanges ikke opp av arbeidet til [1]. Mexicogulfen, som forfatterne [1] har jobbet mye med, er godt eksempel på både økende API mot dyp og PVT-effekter som f.eks. gassvasking av oljer. En god oversikt for området er [19].
Forfatternes [1] overforenklede oppfatning av olje vs. gass samt å ignorere migrasjon og PVT, har ledet dem til å tro at det ikke er temperatur-avhengigheten av petroleumsdannelsen som er hovedskyldig i mengdefordelingen av petroleumsfluider.
Petroleum vil alltid migrere fra kilden gjennom området som [1][5] kaller «the Golden Zone». Desto rikere en kilde er, desto lengre kan fluidene migrere. I områdene over kilden vil sannsynligheten for en akkumulasjon være størst, og sannsynligheten faller ved økende migrasjonsavstand.
Oljer kan selvsagt fanges opp ved høye temperaturer, og også bli bragt ned til enda høyere temperaturer ved videre innsynkning. Det har vært godt kjent fra tidlig på nittitallet at tidlig lærebokestimat av oljestabilitet var sterkt overdrevet [12]. At fluider blir lettere ved økende temperaturer er først og fremst en funksjon av petroleumsdannelsen og ikke oljecracking. Både asfalt/NSO og tyngre hydrokarboner er mer termisk stabile enn kerogen (Figur 8).
Hva er effektivt stress og hva er forholdet til porøsitet?
Siden [1][2][3][4][5] hevder at kompaksjonen i temperaturområdet over 70 °C, er styrt av temperatur og ikke effektivt stress (Figur 1), må vi se på hva effektivt stress er. Det er ganske enkelt vekten av overliggende sedimenter, kompensert av poretrykket/oppdrift av sedimentmatriksen i porevannet. Det kan formuleres på flere måter.
Hvis porevannet kan utføre en perfekt kraftbalanse mot bergartsmatriksen (porevannet kan strømme forholdsvis fritt) så ved anvendelse av Arkimedes lov får vi Terzaghis [20] effektive stress som er total stress minus poretrykket P:
tσeff = σv – P
Dette har vist seg å være en god tilnærming for grunne, statiske og elastoplastiske systemer. En ubalanse i kreftene i systemet medfører at sedimentet flattrykkes. Det er Terzaghis effektive stress som brukes i gruppens ([1][2][3][4][5][25]) produksjoner. Data viser at for dynamiske og sediment med lave porøsiteter, har poretrykket mindre evne til å redusere det effektive stresset. Biot & Willis [21] introduserte en koeffisient for å håndtere dette:
bσeff = σv – P????
Det er klart at ???? ikke er en konstant, men i det minste en funksjon av porøsitet, fordi ???? må gå mot null når porøsiteten går mot null (Figur 9 som eksempel).
Det er flere vanlige formuleringer som er nyttet, enten for rene statiske og elastiske systemer (a)[21] eller mer generelt (b)[22].
(a) ???? = 1 – Kb / Kg hvor Kb er bulk modulus og Kg er korn bulk modulus.
(b) ???? = (???? Vb / ???? P)σv / (???? Vb / ???? σv) Phvor Vb er bulk volume.
Disse er vanskelige å bruke i praksis, og man har derfor utviklet korrelasjoner for enten ukonsoliderte sedimenter (c)[23] eller for konsoliderte sediment (d)[24]:
(c) ???? = (-184.05 / 1 + exp((Φ + 0.5646) / 0.09425)) + 0.99494
(d) ???? = 1 – (1 – Φ)3.8
Figur 9 viser ???? for korrelasjonen i (d). For en porøsitet på 5.0 %, 2.5 %, og 1 %, er effekten av poretrykket redusert til P*0.178, P*0.0917 og P*0.037 på kraften som kompakterer (flattrykker) sedimentet. Det er selvfølgelig betydelig usikkerhet i en slik korrelasjon, men mønsteret er fysisk rimelig. Det er helt klart at ???? må gå mot null når porøsiteten går mot null. Da blir det effektive stresset lik det litostatiske trykket.
Legg merke til at en Biot formulering gir svært liten effekt av overtrykk på det effektive stresset ved disse lave porøsitetene. Den vanlige oppfatningen at man generelt vil bevare høyere porøsiteter ved overtrykk, er linket til en Terzaghis beskrivelse av effektivt stress, og til en antatt elastoplastisk reologi (disequilibrium compaction). Begrepet mister mening når sedimentene har en viskøs komponent via trykkoppløsning, f.eks. en viskoplastisk reologi. Det er ikke riktig at manglende sammenheng mellom porøsitet og overtrykk setter spørsmålstegn [25] ved sammenhengen mellom kompaksjon og effektivt stress.
Ny olje- og gassdannelseshypotese av Bjørkum
Nylig presenterte Bjørkum en annen teori om olje og gassdannelse som ville hatt betydning for tolkningen av olje- og gassfordelingen i sedimentære basseng (Golden Zone). De eneste data Bjørkum presenterte dog, som bakgrunn for sine to, ikke fagfellevurderte olje- og gassartikler [26][27], er et plott av TOC mot dyp fra norsk sokkel. Standard teori forventer at TOC (Total Organic Carbon) vil bli redusert under petroleumsdannelse med økende temperatur (Figur 3), fordi karbonet i petroleumet som forlater kilden, kommer fra det gjenværende kerogenet.
Problemet er at han blandet sammen data fra brønner med ulike termiske regimer fra et stort variert område. TOC-data ble plottet mot dyp i stedet for temperatur. I tillegg hadde han ingen kontroll på om prøvene fra Draupne kom fra noenlunde likt organisk facies fra det store området prøvene kom fra.
Siden Bjørkum nektet å vise relaterte geokjemidata (som Tmax, HI), et ekstremt standpunkt i forsøk på en vitenskapelig debatt, måtte jeg gå inn i Oljedirektoratets brønndatabase. Den fundamentale feilen Bjørkum hadde gjort, ble da klar; blanding av data fra ulike termiske regimer. Det er spesielt interessant at Bjørkum, som fokuserer på viktigheten av temperatur for diagnese, ikke har fått med seg at det er variasjoner i termiske regimer på norsk sokkel.
Da jeg påpekte dette og alle de andre fundamentale problemene med Bjørkums ikke fagfellevurderte artikler, i 16 konkrete punkter, spilte Bjørkum ut offerkortet og kuttet av diskusjonen.
Bjørkum skriver: «Som vitenskapshistoriker har jeg relativt god oversikt over faglige uenigheter i naturvitenskapene og jeg har ikke kommet over noen tilfeller der forskere beskylder hverandre for å mangle kunnskap om det de utaler seg om.» Dette vet Bjørkum utmerket godt ikke stemmer. Selv en stoisk rolig fysiker som Bjørn Samset beskriver Bjørkums skriverier rundt klima som kunnskapsløshet.
Bjørkum kan jo ikke heller ha unngått å få med seg Dag Karlsens kommentar til gassartikkelen: «Konklusjon: Det syntes å være et gjennomgående trekk ved Bjørkums noe mangelfulle «Petroleums Systemforståelse» – at det han ikke selv forstår søker han – åpenbart – å påføre allmenheten via en allmengjøring av ignoranse»
Det Bjørkum skriver om «faglige uenigheter» er interessant, siden han selv har det som modus operandi å beskylde andre for manglende kunnskap. Bjørkum beskriver jo dagens geokjemikere som magikere og ukjent med den vitenskapelige metode.
Videre skrev Bjørkum: «Det er en type «debatt» som ikke hører hjemme i akademia. Det Michelsens bedriver, er derfor ødeleggende for akademias omdømme. Av den grunn avslutter jeg derfor min kommunikasjon med ham med noen få ord om tungolje og biodegradering.»
Det er vanskelig å tro annet enn at grunnen til at han kuttet av diskusjonen, var at han ville unngå mer fokus på at grunnlaget for hans hypotese, var basert på slurvete datainnsamling og at Bjørkum misforsto hva hans egne data representerte. Han var tydeligvis ikke i stand til komme med noe saklig respons til de 16 konkrete punktene jeg la frem.
Når man leser intervjuet med Bjørkum om gassartikkelen [27] så får vi høre: «Jeg «lukket» øynene, tok et dypdykk innom (kvante)kjemien, og konstruerte en teori som ser ut til å være forenlig med gassen vi har funnet.» Det høres jo avansert ut, men den faktiske artikkelen er kjemisk fri for kvantekjemiske betrakninger. Videre hevder han i intervjuet at hans nye teori tilsier at vi skal kunne finne gass i bassenger, eller i deler av bassenger, som dagens teori utelukker. Enda en påstand tatt ut av løse luften.
For Bjørkum sitter det løst å beskylde andre for vitenskapelig fusk. Det er spesielt problematisk fordi påstanden her var basert på en fundamental misforståelse fra Bjørkum sin side. Igjen ser vi at Bjørkum går ut med kraftige påstander som er basert på manglende kunnskaper om emnet han kommenterer. Bjørkum kaller artikkelen for skrekkelig lesning. Han forventer ikke at media skal skjønne fusket, for «Da må de ansette dyktige forskere». Bjørkum skriver: «Man burde derfor forvente en viss selverkjennelse på det (i alle fall i forskning.no og Teknisk Ukeblad).» Kanskje trenger Bjørkum litt selverkjennelse, at det er en god ide å sette seg inn i fagene han uttaler seg om ? Og som vanlig benytter han anledningen til å mistenkeliggjøre våre hjemlige klimaforskere: «Hvorfor slik taushet ? Det kan nemlig oppfattes som at man er enig.»
Så lager Bjørkum en «oppklaring» hvor han forsøker å tåkelegge sin forvirring rundt Nature-artikkelen. Bjørkum addresserer ikke nøkkelproblemet som Sigmund Hanslien påpeker: Surface Mass Balance (SMB) dreier seg ikke om massebalansen av den totale ismengden in Antarktis. Nature-artikkelen diskuterer smeltingen og massetapet fra isbremmen, og hvordan varmere vann under bremmen bidrar. Bjørkum baserer sin fusk-påstand på SMB, som han ikke forstår har lite med dette å gjøre. Så påstår Bjørkum at de amerikanske meteorologene ikke trakk frem dette, og «det er en grunn til det». Som vanlig har ikke Bjørkum fått med seg det som er skrevet i det han refererer til. På side 343, på figur 6.10 viser denne rapporten akkurat det samme som Hanslien har forklart til Bjørkum. Kanskje burde Bjørkum ta rådet fra Rasmus Benestad da han rådet ham til å ta et innføringskurs i klima. Kanskje NASA sin animasjon av massetapet i Antarktis kan hjelpe til med en forståelse av forskjellen mellom dette og SMB. Det demonstrerer også hvor sannsynlig videre trend i Amundsenhavet kan være, som presentert i figur 1 i Nature-artikkelen. En annen god innføring i problemet.
Å beskrive Nature-artikkelen som fusk er en ekstrem forvrengning av virkeligheten. Samtidig i [26] feilsiterer han fullstendig arbeidene til Hedberg som er hovedforfatteren bak teorien Bjørkum ville revitalisere, noe jeg påpekte blant mine 16 hovedpunkter. Feilsitering for å understøtte et argument, er faktisk regnet som fusk.
Gasshypotesen til Bjørkum inneholder også flattrykking uten stress
Jeg tok også opp problemet med hypotesen om kompaksjon uten effektivt stress. Bjørkum bare ignorerte problemene og bygde samme teori inn i gassartikkelen [27]. Da er det ingen grunn til å diskutere modellen videre. Når det gjelder metan oppløst i vann, og dets betydning f.eks. i trykk-transisjonssoner, foreslår jeg at Bjørkum sjekker litteraturen.
Sitat fra min første kommentar til Bjørkums nye oljemodell [26]: «Kompaksjon er klassisk gravitasjonssegregering, hvor vekten av overliggende sedimenter deformerer underliggende sedimenter. Økende temperatur gjør sedimentene ganske enkelt svakere, og vi får diffusjonskontrollerte creep-prosesser. 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 creep-prosesser.»
Hvis Bjørkum faktisk mener at kompaksjon/ flattrykking kan skje uavhengig av effektivt stress, og at ved temperaturer over 70 °C så forsvinner vekten av overliggende sedimenter, så er tiden kommet for at han gir en vitenskapelig forklaring.
Konklusjon
Ideen at kompaksjon/sediment-flattrykning ved temperaturer over 70 °C ikke er styrt av vekten til overliggende sedimenter (effektivt stress) [1][2][3][4][5], er fysisk umulig og bryter alle Newtons lover.
Det er ingen konflikt mellom standard teori og observasjonen at porøsitets-utviklingen ofte ikke påvirkes i betydelig grad av overtrykk, slik det hevdes av [25]. Misforståelsen om at det er en konflikt, bygger på en manglende analyse av hva effektivt stress er [20] vs. [21] og at man overser at viskøs deformasjon ikke er spontan.
Fordelingen av petroleumsfluider mht. temperatur, er hovedsakelig styrt av petroleumsdannelsen og ekspulsjon samt migrasjonsfenomen. Det er nokså spesielt å tro at kvartsdiagenese styrer alt i sedimentære basseng. Selvfølgelig vil kompaksjon generelt påvirke porøsitetsstrukturen i sedimentpakkene, men mht. temperatur er det en annenordens effekt.
Det finnes ikke noe behov for noen «Golden Zone» siden vanlige kommersielle leteverktøy håndterer de temperaturavhengige elementene av petroleumssystemene på en rimelig og fysisk konsistent måte, f.eks. [9]. Siden «the Golden Zone» (opprinnelig i en Statoil-rapport som ikke kunne imøtegås [5]) har blitt gitt en fysisk umulig underbygging, bør man unngå å rote til diskusjonen med navnet.
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] Nadeau, P.H., Sun, S., and Ehrenberg, S.N. 2023, The “Golden Zone” temperature distribution of oil and gas occurrence examined using a global empirical database. Marine and Petroleum Geology 158 (2023) 106507
[2] Bjørkum, P.A., Nadeau, P.H., 1998. Temperature controlled porosity/permeability reduction, fluid migration, and petroleum exploration in sedimentary basins. APPEA J. Aust. Pet. Prod. Explor. Assoc. 38, 453–464.
[3] Bjørkum, P.A., Oelkers, E.H., Nadeau, P.H., Walderhaug, O., Murphy, W.M., 1998. Porosity prediction in quartzose sandstones as a function of time, temperature, depth, stylolite frequency, and hydrocarbon saturation. AAPG (Am. Assoc. Pet. Geol.) Bull. 82, 637–648.
[4] Bjørlykke, K., 2010. Petroleum Geoscience: From Sedimentary Environments to Rock Physics. Springer, pp 508.
[5] Buller, A., Bjørkum, A., Nadeau, H., Walderhaug, O., 2005. Distribution of Hydrocarbons in Sedimentary Basins, vol. 7. Research & Technology Memoir, Statoil ASA, Stavanger, p. 15.
[6] Gundersen, E., Dysthe, D.K., Renard, F., Bjørlykke, K., & Jamtveit, B. 2002. Numerical modelling of pressure solution in sandstone, rate-limiting processes and the effect of clays. In: DEMEER,S., DRURY,M. R., DEBRESSER,J. H. P. & PENNOCK,G. M. (eds) 2002. Deformation Mechanisms, Rheology and Tectonics: Current Status and Future Perspectives.Geological Society, London, Special Publications, p 41-60.
[7] Turcotte, D.L., and Schubert, G. 1982. Geodynamics. Applications of Continuum Physics to Geological Problems. John Wiley & Sons 1982. pp 450.
[8] Angevine, C. L., and D. L. Turcotte, 1983. Porosity reduction by pressure solution: A theoretical model for quartz arenites, Geol. Soc. Am. Bull., 94, 1129-1134, 1983.
[9] F. Schneider, J.L. Potdevin, S. Wolf, I. Faille, 1996. Mechanical and chemical compaction model for sedimentary basin simulators. Tectonophysics, vol 263. Issues 1-4, p 307-317.
[10] Huizinga, B. J., Aizenshtat, Z. A. , and Peters K. E. , 1988. Programmed pyrolysis-gas chromatography of artificially matured Green River kerogen. Energy Fuels 1988, 2, 1, 74–81
[11] Espitalié J., Ungerer, P., Irwin., I and Marquis, F. 1988. Primary cracking of kerogens. Experimenting and modelling C1, C2–C5, C6–C15 and C15+ classes of hydrocarbons formed. Organic Geochemistry, vol 13, Issues 4-6, p 893-899.
[12] B. Horsfield , H.J. Schenk , N. Mills 2, D.H. Welte, 1992. An investigation of the in-reservoir conversion of oil to gas: compositional and kinetic findings from closed-system programmed-temperature pyrolysis. Organic Geochemistry, vol 19, Issues 1-3, p 191-204
[13] Lewan, M.D., 1985. Evaluation of petroleum generation by hydrous pyrolysis experimentaion. Phil, Trans, R. Soc. London A 315, 123-134.
[14] 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.
[15] 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.
[16] Boden, T., and Tripp, B.T., 2012, Gilsonite veins of the Uinta Basin, Utah: Utah Geological Survey Special Study 141, 50 p., 1 plate, CD.
[17] Eldridge, G.H., 1901, The asphalt and bituminous rock deposits of the United States, in Walcott, C.D., director: U.S. Geological Survey Twenty-second Annual Report of the United States Geological Survey to the Secretary of the Interior, pt. 1, p. 209–364.
[18] Boden, T. 2019. Independent Gilsonite Vein, Uintah County, Utah Geological Association Publication 48 M. Milligan, R.F. Biek, P. Inkenbrandt, and P. Nielsen, editors
[19] Gatenby, G. 2001. Phase changes: a major aspect of deep water hydrocarbon migration. In: Petroleum systems of deep-water-basins-global and Gulf of Mexico Experience. Vol. 21. pp 174-189. Fillon, R.H., Rosen, N.C., Weimer, P., Lowwrie, A., Pettingli, H,m Phair, R.L., Roberts, H.H, & van Hoom. H.H. SEPM Society for sedimentary geology.
[20] Terzaghi K., 1922. Der grundbruch an stauwerken and seine verhiltung. Die Wasserkraft 17 (1922) 687445–449.
[21] Biot MA, Willis DF (1957) The elastic coefficients of the theory of consolidation. J Appl Mech 24:584–601
[22] Berryman, James. (1992). Exact effective-stress rules in rock mechanics. Physical review. A. 46. 3307-3311. 10.1103/PhysRevA.46.3307.
[23] TLee, M.W., 2002, Biot-Gassmann theory for velocities of gas-hydrate- bearing sediments: Geophysics, v. 67, p. 1711–1719.
[24] TLee MW (2003) Elastic properties of overpressured and uncon- solidated sediments. US Geological Survey Bulletin 2214, Version 1.0, 2003
[25] Teige, G.M.G. ., Hermanrud, C., Wensaas, L., and Nordgård Bolas, H.M. 1999. The lack of relationship between overpressure and porosity in North Sea and Haltenbanken shales. Marine and Petroleum Geology. Vol.16, Issue 4, p 321-324.
[26] Bjørkum, P.A., 2021. Timing of Oil Expulsion from Source Rocks and a Revitalization of the Pre-1970 Model. https://doi.org/10.31223/X5CW49, 30.
[27] Bjørkum, P.A., 2022. Origin, transport, accumulation of methane in sedimentary basins revisited. https://www.academia.edu/87872060/Origin_of_methane_03_10, 21.
