Kartlegger kildebergart med seismikk

En gjeng dedikerte geovitere har jobbet med problematikken i åtte år. I fjor var det på tide å fortelle geologer og geofysikere over hele verden om resultatene av en massiv, tverrfaglig forskningsinnsats. Den har involvert en rekke fagdisipliner i skjæringen mellom geologi, geokjemi, petrofysikk og geofysikk.

Den internasjonale AAPG-konferansen i Houston ble valgt som arena for publiseringsstuntet, hvor tre Statoil-ansatte holdt tre foredrag på rappen. Antall medforfattere kom opp i hele fem stykker.

Én av dem, Lars Wensaas, geolog i Statoils forskningsavdeling, var ikke snauere enn at han – i hard konkurranse med flere hundre foredrag – stakk av med “George C. Matson Award”. Den tilfaller den beste muntlige presentasjonen på hele konferansen. Æresbevisningen fikk han for sitt foredrag om Source Rock Prediction From Seismic Part I: Links Between Rock Properties and Seismic Attributes. I april reiser han til Long Beach i California for å motta medaljen. De to andre presentasjonene ble også godt mottatt. Tildelingen “Award of Excellence Top 10 Oral Presentation” vitner om det. Lars Wensaas var også medforfatter på disse.

Vil redusere risiko

• Den viktigste forutsetningen for å finne hydrokarboner i et sedimentbasseng er at det har blitt avsatt en kildebergart. Derfor kan det være til god hjelp å kartlegge eksistensen og utbredelsen av kildebergarter fra seismiske data, før det blir boret, fremholder Wensaas.

Og det er nettopp dette geoviterne i Statoil nå har vist at de er i stand til.

Men ideen er altså nesten ti år gammel. Det var Knut Georg Røssland, den gang sjefsgeolog i Statoil, som initierte forskningsprosjektet.

• Vi var flinke med å bruke AVO-analyser for å se etter fluider. Tanken var å bruke de samme metodene på kildebergarter fordi de har spesielle akustiske egenskaper. Derfor begynte vi å se nøyere på hva slags seismisk respons slike bergarter kunne gi, forteller Røssland som i dag jobber med strategi og nytt leteareal. Metoden Statoil har utviklet kan derfor komme godt med i dette arbeidet.

Ved hjelp av seismiske data kan letegeologene i selskapet nå kartlegge mulige kildebergarter i sedimentære bassenger over hele verden. Så langt har det kun vært mulig å identifisere kildebergart fra borehullsprøver og borehullslogger. Men disse gir som kjent kun lokal informasjon. Å ta i bruk data som dekker regionalt er derfor et stort fremskritt.

“Det organiske profilet” påvirker det seismiske uttrykket av organisk rike skifre

• Gjennom dette omfattende studiet har vi vist at det er en sammenheng mellom skifrenes organiske innhold, bergartsegenskaper og seismisk respons, og dette gjør det mulig å predikere tilstedeværelse, utbredelse, tykkelse og kvalitet (mengde organiske materiale) av kildebergarten.
• Målet er å redusere risikoen i basseng- og prospektevaluering når vi går inn i et nytt område eller skal bore et nytt prospekt, sier Wensaas.

Wensaas medgir gjerne at selskapet på denne måten har fått et konkurransefortrinn. Statoil vil i lang tid fremover formodentlig ha opparbeidet mengder med erfaring som det vil ta lang tid for andre selskaper å ta igjen.

• Det er bra å ha et konkurransefortrinn, men kanskje er det enda viktigere at metoden gjør det mulig for oss å redusere risikoen i letefasen, og dette gjelder spesielt der det er lite brønndata og sparsomt med seismikk, mener Lars Wensaas.

All teknologi som har blitt benyttet i utviklingen av metoden er kjent. Det er anvendelsen som utgjør en forskjell. Og den er det søkt patent på.

Lav lydhastighet, lav tetthet

Olje og gass dannes hovedsakelig i skifre. Det som skiller en kildebergart fra en “ganske alminnelig skifer” er et høyt innhold av organisk materiale. Dette stammer i all hovedsak fra marine alger som faller ned på havbunnen.

I et reduserende havbunnsmiljø (anoxisk; mangel på oksygen) brytes ikke det organiske materialet ned av bakterier. Slike forhold kan for eksempel finnes på store havdyp. Bunnen av Svartehavet, med sin svarte leire iblandet marin plankton, er et moderne eksempel på et sedimentasjonsmiljø velegnet for avsetning og bevaring av kildebergarter. Oljerikdommen på norsk sokkel skyldes en 15 millioner år lang periode i slutten av jura da havbunnen var oksygenfattig i et langstrakt område fra Nordsjøen og langt inn i Barentshavet.

Sedimentasjonsprosessen fører til at leiren begraves dypere og dypere. Temperaturen øker med dypet, og før den når 50 ^oC blir det organiske materialet omdannet til kerogen. I temperaturintervallet 60 til 150 ^oC blir kerogen så omdannet til olje og gass. Omdanning fortsetter inntil alt kerogen er brukt opp. Gass dannes ved enda høyere temperaturer.

“Vi kan predikere tilstedeværelse, utstrekning, tykkelse og kvalitet på kildebergarter fra seimsikk

Et høyt innhold av organisk materiale og kerogen endrer kildebergartens egenskaper i forhold til vanlige skifre. For petroleumsgeologene er det spesielt interessant at bergartens akustiske hastighet og tetthet endrer seg.

• Vi har vist at den akustiske impedansen (produktet av lydhastighet og tetthet) avtar med et økende innhold av organisk karbon, sier Helge Løseth, én av de tre som presenterte foredrag i Houston i fjor, og hovedforfatter av en artikkel i Geology fra desember i fjor som omhandler samme tema (Can hydrocarbon source rock be identified on seismic data?).
• Det betyr at den akustiske impedansen for gode kildebergarter er betydelig lavere enn i tilsvarende skifre uten kerogen, og den er også lavere enn i de fleste andre sedimentære bergarter, påpeker Løseth.

Elementær geofysikk forteller at lydbølger reflekteres der det er endringer i akustisk impedans. Refleksjoner vil altså oppstå i kontakten mellom kildebergarter og vanlige skifre og mellom kildebergarter og andre typer bergarter. I teorien skal det derfor være fullt mulig å se kildebergarter fra seismikk.

• Ved å analysere en stor mengde konvensjonelt prosesserte seismiske data har vi nå vist at dette ikke bare er teori. Vi mener nå det er fullt mulig å kartlegge topp og bunn av kildebergarter over store områder. Kravet er imidlertid at de er mer enn 15-20 meter tykke, slår Helge Løseth fast.

Det siste er imidlertid sjelden et problem. Geologen påpeker at de fleste gode kildebergarter er tykkere enn 50 meter.

Skarp i toppen

• Vi har testet metoden over flere år og på mange forskjellige steder rundt omkring i verden. Derfor vet vi at den virker over alt, og uavhengig av kildebergartens alder, sier Marita Gading, leder av forskningsaktiviteten siden 2005, hovedforfatter på én av de tre artiklene, og medforfatter på de to andre som ble presentert på konferansen i Houston.
• Så selv om metoden i all hovedsak er utviklet med data fra norsk sokkel, ser vi at den kan anvendes også andre steder, legger hun til.

Selvsagt er det ikke alltid så enkelt som det høres ut til. I den virkelige verden vil det alltid være kompliserende faktorer som utfordrer geologenes tolkninger. Laterale endringer i amplitude på toppen og bunnen av kildebergarten trenger for eksempel en forklaring.

• Amplitudeendringene kan skyldes endringer i kildebergartens tykkelse, variasjoner i mengden av organisk materiale og endringer i tilstøtende bergarter på over- og undersiden av kildebergarten, sier Gading.
• En jevn økning eller reduksjon i amplitude som ikke kan korreleres med tykkelsesvariasjoner kan derfor i mange tilfeller forklares med at kildebergartens organiske innhold øker eller avtar.

Det er likevel en velkjent sak blant tolkere at amplituden langs toppen og bunnen av kildebergarten nesten alltid er forskjellige. Dette ser vi svært tydelig i Nordsjøen, der toppen av Draupneskiferen fremtrer som en svært markant reflektor, mens bunnen av skiferen derimot ikke er så tydelig.

Forklaringen er at det organiske materialet ikke er likt fordelt i kildebergarter. Noen ganger avtar innholdet oppover i lagrekken, andre ganger øker det, men andre fordelinger forekommer selvsagt også, som for eksempel at mengden organisk innhold er størst midt i laget, slik det er for Kimmeridge Clay Formation på sørkysten av England.

• Hvis vi tenker oss at det organiske innholdet øker oppover, slik det gjør for både Spekk- og Draupneformasjonen, vil den akustiske impedanskontrasten mot omliggende bergarter være høyest på toppen av kildebergarten. Dermed vil også denne reflektoren være sterkere enn den fra bunnen av laget, forklarer Marita Gading.

For Hekkingenformasjonen i Barentshavet er det imidlertid motsatt. I denne kildebergarten øker det organiske innholdet med dypet, og refleksjonen fra bunnen av laget er sterkere enn fra toppen.

Endrer arbeidsprosessen

Gjennom nesten 50 år med leting etter olje og gass på norsk sokkel har det stadig skjedd forbedringer innen seismisk avbildning. Geofysikernes kontinuerlige driv for bedre kvalitet har gitt geologene bedre, men også mer data å jobbe med. I kombinasjon med brønndata har seismikk derfor blitt geologenes viktigste verktøy, og i samarbeid med geofysikerne finner geologene stadig nye anvendelsesområder.

• For å forstå kildebergartene bedre bruker vi nå teknologi som ellers blir brukt til for eksempel å predikere fluidinnholdet i sandsteiner, sier Kenneth Duffaut som ledet forskningsaktiviteten de første årene etter at den ble initiert i 2003 og var medforfatter på en av AAPG-presentasjonene.

“Vi har vist at kildebergarter kan identifiseres og kartlegges fra seismiske data

Statoils grundige og systematiske studium av kildebergarters akustiske egenskaper er altså et godt eksempel på hvordan seismikk får stadig flere anvendelsesområder. Statsoljeselskapet har vist at skifre som inneholder mer en 3-4 prosent organisk karbon, har akustiske egenskaper som gjør det mulig å kartlegge kildebergartenes utbredelse og tykkelse.

Men ikke bare det, med god brønnkalibrering kan den akustiske impedansen omsettes til å kvantifisere det organiske innholdet i kildebergarten – altså kildebergartens kvalitet.

• Resultatene fra dette studiet vil derfor endre geologenes evaluering av petroleumssystemene, fremhever Duffaut.

I Statoil er de allerede godt i gang. Metoden er i bruk i leteavdelingene ute i den store verden. Den er en del av arbeidsprosessen. I umodne områder må det først vurderes om det er kildebergart til stede, og hvis svaret er positivt, vil neste steg være å gjøre en vurdering av hvor mye olje som kan ha blitt generert gjennom en detaljert analyse av kildebergarten, basert på seismikk.

Men verktøyet er også nyttig i modne områder. I områder hvor det er boret mange brønner og skutt mye seismikk kan det gi mer detaljert informasjon om kildebergarten og seismiske parametere kan anvendes direkte i bassengmodellering og gi mer realistiske estimater av genererte hydrokarbonvolumer.

Vi bruker derfor metoden både til å rangere bassenger, og for å vurdere risiko på prospekter innenfor en letemodell, konkluderer Kenneth Duffaut.