Går ny oljeteori etter i sømmene

På tampen av fjoråret lanserte Per Arne Bjørkum en helt ny teori for når olje dannes, hvordan den migrerer ut av kildebergarten og hvorfor vi kan produsere lettolje fra reservoaret. På den måten sår han tvil om geologene har blitt ledet på rett vei av dagens petroleumsgeokjemikere på sin jakt etter olje.

Les mer om Bjørkums teori her: Leter med utgangspunkt i gale teorier

Bjørkums forskningsartikkel: «Timing of oil expulsion from source rocks and a revitalization of the pre-1970 model»

Dag Karlsen, professor ved Institutt for geofag ved Universitetet i Oslo, har gått Per Arne Bjørkums teori etter i sømmene. I et innlegg på geoforskning.no, imøtekommer han Bjørkums argumenter grundig.

Les hele innlegget på geoforskning.no her: Oljeteori på dypt vann

Kort oppsummert

Karlsen skriver innledningsvis:

Mange mener at Bjørkum er på veldig dypt vann – han kaster seg som Kierkegaard «ut på 10 000 favners dyp» – og det spørs om han og hans teorier vil være svømmedyktige særlig lenge. Mye av det som fremsettes, fremstår ganske oppsiktsvekkende, som å være av typen «nye løsninger på ikke-eksisterende-problemer».

Vitenskapsfilosofisk skjer det regelmessig at nye «profeter» fremmer nye forklaringsmodeller ved først å vise til at «de gamle guder og teorier» ikke gjelder lenger – og historisk har vi hatt lignende hendelser innen geokjemien. Disse beskrives i innlegget på geoforskning.no.

Den tradisjonelle teorien om at olje er dannet dypt, at TOC (total organic content) reduseres gjennom olje- og gassvinduet og at oljen genereres dypt, for deretter å migrere til lavere trykk- og temperaturforhold, går Bjørkum hardt ut mot.

I stedet fremmer han en modell med lavtemperatur-dannelse av olje og gass der CO2 står sentralt.

Mer presist mener Bjørkum at olje er i stand til å migrere ut av kildebergarten fordi CO2 dannes samtidig og gjør den lettflytende. CO2 kan redusere viskositeten på tungolje inntil 1 000 ganger fordi det dannes gassbobler som gjør at volumet av blandingen øker med inntil 30 prosent.

Karlsen påpeker at de største mengdene av CO2 frigis lenge før bergartene når oljevinduet i dybden, og også før kerogenet er dannet. Da sier det seg selv, ifølge Karlsen, at CO2 ikke er veldig viktig for oljemigrasjon, hverken primærmigrasjon eller sekundærmigrasjon: «først må jo kerogenet dannes!».

Karlsen legger til at det kun er i spesielle tilfeller at man finner mye CO2 i tilknytning til petroleumsfelter. Om stoffet hadde vært viktig for oljemigrasjon, ville det blitt funnet i alle olje- og gassfelt.

En annen sentral del i Bjørkums teori, er fordelingen av TOC med dypet. Den skal i henhold til den gamle teorien avta med dypet (i olje- og gassvinduet), men Bjørkum skriver at han ikke ser tegn til dette.

Til dette svarer Karlsen blant annet:

«Hva gjelder den påståtte mangel på reduksjon i TOC gjennom oljevinduet (Nordsjøen), så er det meget viktig å forstå at det ikke forekommer prøver fra de oljegenererede dype sub-bassenger i noen skiferdatabase fra Nordsjøen. Dette skyldes at det ikke er satt engang én enkelt brønn i de egentlig genererende kildebergarter for oljen og gassen på norsk sokkel.

Dette overrasker mange som ikke vet at man borer kun på strukturelle høydedrag – ikke i de dypeste deposenterne i offshorebassengene.  Det er klassisk «Demaison & Moore» at det er der kildebergarten er bedre både kvalitativt og kvantitativt – det vil si i de dype områdene vi ikke har boret i, at det er i paleo-deposenterne at kildebergartene har meget høyere HI og TOC.

Vi har således ikke prøver av det Bjørkum mener han har – prøver fra de bergarter som har generert olje og gass på sokkelen. Det vi har, er faktisk de dårligst mulige analogene for disse kildebergartene som altså foreligger i bedre utvikling dypere ned i bassengene.

Der var under avsetning de hydrodynamiske forholdene rolige og mer anoksiske, og mer TOC i bedre kvalitet ble avsatt, sammenlignet med på høydedragene.

Å påstå at disse 871 prøver (ref. Bjørkums figur 1) gir et representativt bilde av virkeligheten strander derfor på mangel på forståelse …»

Les Karlsens fulle innlegg her

Den opprinnelige teorien

I en lærebok, skrevet for mer enn 40 år siden (Hunt, 1979), hevder forfatteren at olje dannes i temperaturintervallet 50 til 130 °C. Senere er det oppnådd felles forståelse blant geokjemikere om at det meste av lettoljen blir dannet etter at temperaturen har nådd 100 °C, og at den blir drevet ut av kildebergarten i temperaturintervallet 120 til 150 °C.

Videre er det konsensus om at våt gass i reservoaret blir brutt ned til tørr gass (med mer enn 90 prosent metan) ved temperaturer over ca. 200°C.

Det hører også med at dannelsen av tungolje (API tyngde mindre enn 20° (tyngre enn 0,93 g/cm3)) i dag blir sett på som rester av lettolje fordi lette komponenter blir spist opp av bakterier når temperaturer synker under 70 °C.

Bjørkums teori

Tungolje dannes i og kommer seg ut av kildebergarter på små dyp og under lave temperaturer, mindre enn 30 – 40 °C, eller ca. 500 meter. Lenge før kildebergartene kommer ned til de dypene der det såkalte oljevinduet ligger.

Oljen er i stand til å migrere ut av kildebergarten fordi CO2 dannes samtidig og gjør den lettflytende. CO2 kan redusere viskositeten på tungolje inntil 1 000 ganger fordi det dannes gassbobler som gjør at volumet av blandingen øker med inntil 30 prosent.

Den viktigste implikasjonen er at olje av god kvalitet kan finnes i bassenger hvor kildebergarter ikke har nådd temperaturer høyere enn 120 °C, og geologene kan lete etter olje i områder der kildebergartene i dag anses som umodne.