“We know how to find oil, but we do not know how it got there
Gammelt ordtak blant geologer
Lord John Brown, den legendariske lederen av BP gjennom tolv år (1995-2007), uttalte da han sluttet at selskapet hadde tapt penger på å følge anbefalingene fra det interne miljøet med petroleumsgeokjemikere.
Det burde jo medføre hevede øyenbryn på alle som er interessert i hvor geologene skal lete etter olje og gass. Men nei, letingen har like fullt fortsatt med basis i de teoriene som ble utviklet på 1970- og 1980-tallet.
Ingen har grepet agnet fra Brown. Inntil en forsker i Equinor nå «kommer ut av skapet» med artikkelen «Timing of oil expulsion from source rocks and a revitalization of the pre-1970 model» (https://doi.org/10.31223/X5CW49).
I den bygger han på gamle ideer for hvordan tungolje dannes i kildebergarten tidlig i begravningshistorien. Disse bryter med dagens forestilling, men de er altså langt på vei på linje med det petroleumsgeologene hevdet helt fram til 1970-tallet.
– Jeg startet på temaet i 2011, etter at jeg kom tilbake til Statoil [i dag Equinor] fra min stilling ved Universitetet i Stavanger. Da hadde jeg med meg en liste over tema jeg ville forstå før jeg sluttet i yrket, og kildebergartsproblematikk var ett av dem, sier dr. philos Per Arne Bjørkum, mangeårig forsker i Equinor, professor emeritus og tidligere dekan ved Universitetet i Stavanger, samt forfatter av boka Annerledestenkerne (1998, 2016) som nå benyttes i undervisning på flere norske universiteter.
– Jeg la først vekt på å lese moderne litteratur, men kjørte meg raskt fast. Så løste det seg da jeg begynte å sette meg inn i letegeologiens historie med vekt på tiden før 1970, da de aller største feltene ble funnet. Det var som en åpenbaring, og det ble raskt klart for meg at dagens modell for når olje kommer ut av kildebergarten, er i strid med de ideene pionerene la frem.
Tungolje (ofte også referert til som proto-olje, eller bitumen) domineres av komplekse molekyler som inneholder nitrogen, oksygen og svovel, omtalt som NSO-forbindelser, og metaller. Hydrokarboner (eller alkaner, organiske forbindelser som bare består av karbon og hydrogen) utgjør mindre enn 10 prosent. I lettolje utgjør hydrokarbonene vanligvis over 90 prosent.
«En dårlig, enn si falsifisert, teori vil for de fleste forskere fremstå som bedre enn ingen teori. I de tilfeller det ikke finnes en alternativ teori å jobbe med, forsvarer man den man har. For brukere av teori derimot, så som oljeindustrien, kan en gal teori imidlertid være mer økonomisk skadelig enn ingen teori.
Per Arne Bjørkum

«Back to basics»
Gjeldende teori for dannelse og utdrivning av olje fra kildebergarter sier kort fortalt at olje dannes i kildebergarten før den drives ut i temperaturintervallet 120-150 °C. Teorien bygger på laboratoriemålinger der prøver fra kildebergarter blir varmet opp til 5-600 °C.
– Jeg tok for gitt at forskerne hadde sjekket at innholdet av organisk materiale, referat til som TOC (Total Organic Carbon), avtok i kildebergarten i dette temperaturintervallet, selv om jeg aldri hadde sett data i litteraturen som viser det. Da jeg ved en anledning fikk se et plott av TOC mot dyp for Nordsjøens absolutt viktigste kildebergart [Draupneformasjonen], oppdaget jeg imidlertid at TOC-innholdet ikke avtok med dypet, mens teorien tilsa at verdiene skulle halveres.
Det var etter denne oppdagelsen at Bjørkum begynte å lese seg opp på publikasjonene fra før 1970. Han merket seg raskt at geologenes «tidlig-utdrivingsmodell» var basert på observasjoner som tilsa at det kun var olje i strukturer som ble dannet like etter avsetning. Kunne det være slik at dagens modell for dannelse av olje ikke stemmer? At de opprinnelige ideene for når og hvordan olje dannes faktisk har mye for seg?
Bjørkum medgir raskt at den opprinnelige modellen så visst har noen svakheter.
– Det var for det første vanskelig å se for seg hvordan «kald», tung og seig olje kunne migrere ut av kildebergarter, og for det andre forstod ikke geologene hvordan den tunge oljen kunne omdannes til lettolje, uten at det samtidig ble dannet inntil 50 prosent bitumen, slik det skjer i raffinerier, med mindre det gjøres mottiltak.
– Nå har jeg lansert mulige forklaringer på begge disse problemene, fremholder Bjørkum
Det første problemet løser han ved å innse at CO2 dannes i det organiske materialet ved nedbrytning, og at gassen gjør tungoljen mer lettflytende og dermed mobil. Dette er godt kjent fra tungoljefelt der CO2 tilsettes for å få oljen opp til overflaten. Ikke nok med det, Bjørkum forklarer at det dannes sprekker i kildebergarten fordi både oljen og det organisk materiale utvider seg, og gjennom disse kan oljen skvises ut.
Det andre problemet har raffineriene løst. For at det ikke skal dannes bitumen, tilsettes hydrogen. Fagmiljøet har dessverre fullstendig oversett at det er mye fritt hydrogen i undergrunnen, så det samme skjer naturlig når sedimentene begraves, hevder Bjørkum.

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 a lettolje fordi lette komponenter blir spist opp av bakterier når temperaturer synker under 70 °C.
Grunner til å tvile
– Den aksepterte modellen for dannelse og utdriving av olje er basert på laboratorieanalyser, ofte referert til som RockEval. Ved å varme opp kildebergartene til 5-600 °C i fravær av oksygen, omdannes 10 til 80 prosent av organisk karbon til hydrokarboner.
– Men selv om metoden er svært mye benyttet av de aller, aller fleste petroleumsgeokjemikere, blir ikke metodens resultater understøttet av observasjoner i undergrunnen, påstår Bjørkum.
Da har vi kommet til dataene som fikk Bjørkum til å tvile på gjeldende teori.
– Det er ingen som har klart å vise at den totale mengden organisk karbon i kildebergarter, ofte referert til som TOC, avtar mellom 120 og 150°C.
Bjørkum viser i stedet til kildebergartsdata fra Nordsjøen (se figuren) der organisk karbon i vektprosent plottes mot dyp. Medianverdien er ca. fem prosent gjennom et intervall som ligger midt i den sonen hvor olje skal dannes, i dette tilfellet mellom 3500 og 4500 meter.
– Det forunderlige er at vi ikke ser noen som helst reduksjon med dypet der olje ifølge teorien skulle forlate kildebergarten. Men det er jo det vi skulle forvente hvis organisk karbon blir omgjort til hydrokarboner i det som omtales som «oljevinduet». Jeg konkluderer derfor med at kildebergartsdataene fra Nordsjøen ikke passer inn med gjeldende modell for hvordan olje dannes, sier Bjørkum.
– Dagens modell for dannelse av hydrokarboner har med andre ord et massebalanseproblem som ikke kan forklares, legger han til.
Bjørkum er altså ikke snauere enn at han avviser en teori som alle oljeselskaper – verden rundt – benytter når de prøver å forstå når og hvordan tungolje har flyttet seg ut av kildebergarten og havnet i reservoarer. I fall han har rett, har det selvsagt vidtrekkende implikasjoner for hvordan geologene bør lete etter den gjenværende oljen både på norsk sokkel og andre steder i verden.

Olje fra et grunt kjøkken
– Jeg heller nå til at 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, og derfor lenge før kildebergartene kommer ned til de dypene der det såkalte oljevinduet ligger.
– Videre forklarer jeg at oljen blir i stand til å migrere ut av kildebergarten fordi CO2 dannes samtidig og gjør den lettflytende, sier Bjørkum, vel vitende om at han tråkker mange geokjemikere, så vel som geologer, på ømme tær.
For å forstå at oljen dannes og drives ut grunt, må vi gå litt dypere inn i materien. Utgangspunktet er at CO2 endrer fase fra gass til væske når trykket overstiger 100 bar, tilsvarende et dyp på 1000 meter.
– Trykket i det organiske materialet vil imidlertid være styrt av bergartstrykket, og derfor vil CO2 gå over til væske mye grunnere, før ca. 500 meter begraving. Og fordi det kun er CO2 i gassform som kan mobilisere tungoljen, betyr det at olje må strømme ut før det organiske materialet begraves så dypt.
Det neste spørsmålet blir da, hvis vi godtar at tungolje dannes før kildebergarten når 500 meter og 30-40 °C, hvordan den kommer seg ut av vertsbergarten. Innvendingen fra fagfolk har vært at viskositeten er for høy. Bjørkum har – som vi allerede har skjønt – svar.
– Viskositeten av olje i de dype reservoarene er ikke representativ for den «fysiske tilstanden» når den dannes i den grunne kildebergarten. Forklaringen er at det samtidig dannes både CO2 og CH4 (metan) fra det organiske materialet. CO2 kan for eksempel redusere viskositeten på tungolje inntil 1000 ganger, noe som skyldes at det dannes gassbobler som gjør at volumet av blandingen vil øke med inntil 30 prosent.
Det hører med til denne historien at CO2 forårsaker at det «faste» organiske materialet også sveller med noen få prosent.
– Nettoeffekten av økt CO2-innhold er derfor en betydelig volumøkning av de svært tynne lagene med organisk materiale. Resulterende oppsprekking gjør det mulig for oljen å forflytte seg ut av skiferen og frem til reservoarene, og jo mer CO2, jo mer effektiv er kildebergarten til å mobilisere oljen.
I reservoaret forsvinner de fleste gassene gjennom diffusjon, med det resultat at viskositeten øker, og når temperaturen blir høyere enn 60- 70 °C omformes derfor umoden olje til det vi kaller moden olje.
– Kort oppsummert er jeg derfor av den oppfatning at tungolje drives ut av kildebergartene før den blir begravd til 500 meter, og at den blir i stand til å migrere ut av kildebergarten fordi CO2 dannes samtidig og gjør den lettflytende.
Den viktigste implikasjonen er at olje av god kvalitet kan finnes i bassenger hvor kildebergarter ikke har nådd temperaturer høyere enn 120 °C. Det område hvor geologene kan lete etter olje kan dermed potensielt utvides til der kildebergarter i dag anses som «umodne».
Én annen implikasjon er at den geotermiske gradienten ikke betyr noe for når utdrivingen fra kildebergarter skjer. Det som skjer i kildebergarten ved høye temperaturer blir ikke viktig, petroleumsfasen kommer seg ut ved lave temperaturer (<30-40 °C) og fortsetter modningen, dvs. termisk oppgradering, til lettere oljer, i reservoaret, i henhold til Bjørkum. Det er tross alt i reservoarene at petroleumsfasen normalt tilbringer det meste av tiden – og tiden er, i tillegg til tilførsel av hydrogen, viktig for hvor mye hydrokarboner som omdannes i reservoaret.
En tredje implikasjon, kommenterer forskeren, er at tidlig utdriving også betyr at det er lettere å se for seg hvorfor det er så mye lekkasje av olje til overflaten i enkelte bassenger.
«Rådende teori for gass og olje predikerer «dyp gass og grunn olje», men empiriske data tilsier at gass og olje opptrer på samme dyp.
Per Arne Bjørkum
Tungolje var aldri lettolje
– Jeg har også måttet korrigere meg selv, innrømmer Bjørkum, mer enn gjerne.
– For drøyt 15 år siden dokumenterte jeg sammen med to kollegaer [Nadeau, Bjørkum og Walderhaug, 2005] at over 95 prosent av verdens lettolje ble produsert fra reservoarer der temperaturen var høyere enn 60 °C og mindre enn 120 °C. Samtidig introduserte vi begrepet «The Golden Zone» (GEO ExPro: «The Golden Zone: It’s the temperaturet that counts»).
Artikkelen deres i 2005 forklarte også – feilaktig viser det seg nå – at tungolje var blitt degradert av bakterier, ganske enkelt fordi forfatterne stolte på antakelsen om at lettolje var omdannet til tungolje ved at bakterier hadde spist opp de minste molekylene (geo365.no: «Tung satsing på tung olje»).
– Det har imidlertid vist seg umulig på finne levende bakterier i reservoarene der det er tungolje. Nå synes det derfor klart at tungolje ikke har blitt varmet opp, dvs. den har alltid vært tung.
Tungolje består dessuten av molekyler som er ti ganger større enn i lettolje, og det er ikke lett å se for seg at de skal være rester etter lettolje. Bjørkum hevder at det geokjemiske fagmiljøet rett og slett har oversett de store molekylene.
– Geokjemikerne bestemmer oljens sammensetning ved å varme den opp til temperaturer over 5-600 °C, og så registrerer de molekylene som fordamper. Problemet er at de tyngste molekylene som er til stede i tungolje, de med mer enn 40 karboner, ikke fordamper. Derfor er de ikke tatt hensyn til i dagens geokjemiske modell for dannelse av hydrokarboner.
Geologen har enda et hardtslående argument for at tungolje ikke er derivert fra lettolje.
– Dagens geokjemikere har oversett at det er inntil 1000 ganger mer uran og inntil 100 ganger mer vanadium i tungolje enn i lettolje. Da kan ikke tungolje være rester av lett olje. Kan det vel? spør han retorisk.
Men han gir seg ikke med det.
– I tungolje, men ikke i lettolje, er det de organiske molekylene, samt de molekylene som ikke tåler temperatur over 70°C, som roterer polarisert lys. Videre er det vanlig med såkalte biomarkører (rester av liftsformer) i lettolje, og de fleste tåler ikke 100 °C.

Den demokratiske gassen
– Gjeldende teori for dannelse og migrasjon av gass bygger på teorien for dannelse av olje, men når modellen for olje svikter, faller naturlig nok teorien for gass også sammen. Så langt er det allment akseptert at det meste av gassen skulle 1) dannes etter olje, og 2) ved temperaturer høyere enn 150 °C i kildebergarten, eller ved termisk nedbryting av reservoarolje. Det siste er referert til som «cracking», forteller Bjørkum.
Problemet med det første, er at ingen har dokumentert at innholdet av organisk materiale (TOC) faktisk avtar i gassvinduet.
Problemet med det andre er at oljen stort sett forlater reservoarene før temperaturen når 150 °C.
Vitenskapshistorikeren trekker frem at pionerene la merke til at de enten fant olje eller relativt tørr gass.
– Allerede på 1930-tallet ble de overbevist om at dannelse av gass ikke var sterkt koblet til dannelse av olje. Denne viktige observasjonen ble imidlertid ikke fulgt opp. Det var dessuten ikke noe ønske om å finne gass. Interessen for gass var i stedet knyttet til frykten for at den hadde fortrengt oljen. Men nå som verden skal lete etter gass, blir det viktig med en bedre modell for hvordan den dannes og hvordan den havner i reservoaret.
– Dagens modell for dannelse av gass gir for eksempel ingen rimelig forklaring på gassen i Troll, hevder forskeren modig.
Hvorfor han sier dette, vil Bjørkum foreløpig ikke røpe. Begrunnelsen er at han håper å kunne legge frem en mye enklere og mer prediktiv gassteori i løpet av 2022. Teorien er nær «ferdig» tenkt, til dels sammen med kollega Olav Walderhaug, men er ikke ferdig formulert.
– Vår nye teori tilsier at vi skal kunne finne gass i bassenger, eller i deler av bassenger, som dagens teori utelukker.
– Eller sagt på en annen måte: gass er mer demokratisk fordelt rundt om på kloden enn olje, hevder Bjørkum, lett kryptisk.
Ny metodikk var ødeleggende
Før 1970 ble de aller fleste oljefunnene gjort på land. Da var geologene ute i felt, men etter hvert som letingen fortsatte ute i havet, ble den metodikken selvsagt umulig. Det åpnet i stedet for geokjemikerne som, basert på data fra kjerneprøver og observasjoner i laboratoriet, kunne presentere et nytt leteverktøy.
– Når ny metodikk innføres, er det imidlertid viktig å være ekstra på vakt, slik at relevante observasjoner fra gammel metodikk blir utnyttet. Det geologene hadde kommet frem til, og hvorfor, knyttet til nødvendigheten av tidlig felledannelse, ble glemt. Likeså eldre kjemiske data som ikke ble registrert i den nye, geokjemiske metodikken, påpeker Bjørkum.
Det er naturlig å spørre mannen bak boka Anderledestenkerne hvordan geologene kan ha operert med en modell for dannelse av olje og gass hvis den har store mangler.
– For å svare på det, må jeg lene meg på vitenskapshistorien. Den forteller oss at det er lett å finne støtte for en teori hvis du leter etter nettopp det. Et grelt eksempel er støtten til blodtapping for å redde liv. Det som imidlertid teller, er de gangene du tar feil, og det har alle som har forsøkt å finne olje og gass gjort mange ganger. Dessverre har vi ikke forlatt teorien av den grunn. Det er i og for seg en normal reaksjon. Så lenge det ikke finnes en alternativ teori å ta i bruk, blir det til at man reparerer på den man har. Akkurat det skjedde på slutten av 1800-tallet da forskerne reparerte på Newtons teori om gravitasjon, inntil Albert Einstein (1879-1955) – med sin relativitetsteori – løste problemene den slet med.
Situasjonen er annerledes nå enn da Newtons teori feilet på 1800-tallet.
– Jeg har revitalisert en gammel teori for hvordan olje dannes og migrerer ut av kildebergarten. Den måtte bare gjenoppdages og fikses litt på. Det er kun det jeg har gjort, avslutter Per Arne Bjørkum, med kledelig beskjedenhet.
14 kommentarer
Veldig bra at det norske geo-miljøet får kjennskap til svakheter med hvordan fagdisiplinen «bassengmodellering» idag anvender petroleum-system analyser for å finne olje og gass. Forhåpentligvis vil det være noen oljeselskap som fanger opp dette og ser etter nye veier for å finne mer olje og gass på norsk sokkel.
Per Arne Bjørkum har allerede overtalt Equinor til å teste hans alternative og ‘demokratiske’ teori for dannelse av tørr gass i to leteboringer. Begge i Stordbassenget, og begge var tørre. Så hans ‘annerledes-tanker’ om gassdannelse har foreløpig kostet skattebetalerne 78% av to letebrønner. Det forventede resultat påpekte jeg da vi var kolleger i gamle Statoil, før jeg ble pensionist. Hvor mange tørre brønne får Per Arne lov å bore, før hans alternative teori betraktes som falsifisert ??
Naturen har allerede falsifisert begge Per Arnes ‘alternative’ teorier for grunn olje og tørr gass. Beviset er det enorme mesosoiske Norsk-Danske Basseng. Det strekker seg fra norsk Sentralgraven og nesten til København, nord for Ringkøbing-Fyn Højderyggen. Det allermeste av bassenget har grunne jura kildebergarter og gode jura reservoar. Hvis Per Arnes teori var riktig, skulle bassenget ‘boble over’ av metan og ‘klistre’ av tung olje. På norsk og dansk side viser 40-50 tørre brønne at teorien er feil. Det fortalte jeg Per Arne mange ganget for 5-6 år siden, da vi var kolleger i Statoil.
PS. Jeg er strukturgeolog, og andre får forsøke at svare for de geokjemiske teorier han mener er feil.
Det riktige vil være å se på de petroleumgeologiske dataene fra Nordsjøen og se hvordan Bjørkum’s analyse passer inn med de empiriske brønndataene sammenlignet med hvordan eksisterende bassengmodelleringspraksis forstår dataene. Det finnes ikke noen slik vitenskapelig analyse lagt fram av noen. Derfor er dine påstander uten dokumentasjon og i tillegg, de tyder på en misforståelse av implikasjonene for hva Bjørkum legger fram. Det som står fast er at ingen i bassengmodellerings-miljøet kan forklare at «Det forventes ut fra teori at TOC reduseres betydelig når kildebergarten gir fra seg olje, men data fra Draupne Fm (kildebergart) i Nordsjøen viser ikke dette». Bjørkum’s analyse har en forklaring på dette.
Per Arne fokuserer på sin teori for tidlig olje, men han nevner også sin ‘alternative’ teori for tørr gass. Den teori ble testet i prospektene Pabow og Stovegolvet i Stordbassenget, og begge var helt tørre. Slike ‘annetledestanker’ kostet norske skattebetalere 78% av to letebrønner.
Hvis Per Arnes teori for tidlig grunn, tung olje og tørr gass er riktig, så skulle den til de grader fungere i det enorme mesosoiske Norsk-Danske Basseng. Der finnes det hele to jura kildebergart er, gode jura reservoar, og mange strukturelle feller. Det er også enormt mye trias med kerogrn III og IV som ifølge hans teori gir veldig mye tørr gass. Alle de 40-50 brønner på norsk og dansk side er tørre, og det ‘falsifiserer’ Per Arnes teori.
Rune,
Du tar helt feil angående hva Per Arne sine data viser eller om det han sier er riktig eller relevant. Se innlegget mitt lengre ned.
Johan Michelsen
Citat fra artiklen: «Det påfallende er at mengden karbon ikke avtar med dypet innenfor det antatte oljevinduet (120 – 150 °C),..»
Behøver mengden nødvendigvis at aftage med dybden, hvis nu processen er kontinuert og måske stadig foregår?
Det er viktig å påpeke at synspunktene, teoriene og konklusjonene utrykt i denne artikkelen ikke representerer Equinor sin beste praksis og arbeidsprosesser som bygger på nåværende industri standard som nå kritiseres. I Equinor er det derimot viktig å ha takhøyde for at etablerte sannheter kan utfordres, noe som er sammenfallende med 2 av våre nøkkelverdier, «åpen og modig».
I henhold til Equinor sin beste praksis er industri standarden fortsatt gjeldene og vi ville heller ha åpnet for debatt ved å stille følgende spørsmål: «finnes det alternative modeller basert på faktiske observasjoner som kan forbedre vår letesuksess?»
De fremsatte teoriene til Per Arne Bjørkum vil skape faglig debatt som vi oppfordrer skjer knyttet opp mot det opprinnelige manuskriptet som er tilgjengeliggjort via EarthArXiv (https://doi.org/10.31223/X5CW49).
Kevin Keogh, Chief Engineer Geology & Petrophysics in Equinor
Siv Markussen, Chief Engineer Exploration in Equinor
Claudius Vandré, Leading Advisor Petroleum System Analysis in Equinor
Dette er fjerde kapittel i en kjede av Bjørkum sine «paradigmeskifter».
Det første var at olje/gass trykket ikke har noen påvirkning av takbergartene til petroleum, men utelukkende vanntrykket. Det vil jo si at at betydelig høyere trykk (les kraft per areal) bare forsvinner ut i universet. Tanken er et typisk eksempel på brudd på Newtons lover. Konservering av momentum er ignorert i det rotete tankesettet bak hypotesen.
Det andre var at kompaksjon var drevet av temperatur. Han og gruppen hans glemte ganske enkelt at det er noe som heter gravitasjon og vi fikk et nytt brudd på Newtons lover. Vi kan enkelt kjøre en Reductio ad absurdum test på modellen, siden den innebærer at en bøtte med sand og vann i bane rundt jorden, vil få sanden til å trekke seg sammen og skvise ut vannet når den varmes opp. Ligningene som presenteres er også helt like i form med velkjente ligninger for creep prosesser: sediment blir svakere når de varmes opp og deformasjonen blir veldig diffusjunskontrollert. Det ligger mye begrepsforvirring i Bjørkum gruppens kompaksjonsmodell. For en diskusjon se:
Michelsen, J.K. 2019. The compaction of sedimentary rocks. Abstract Norsk Geologisk Vinterkonferanse 2019.
Det tredje kapittelet var «The Golden sone». Dette var egentlig bare å sette et nytt navn på det gamle oljevinduet. Samtidig forsøkte gruppen å integrere den absurde kompaksjonsmodellen i en «Grand Model» for petroleums fordeling i undergrunnen. Det er faktisk ingenting som vanlige modeller ikke beskriver mye bedre. Arbeidene er krydret med at velkjente ting er nye oppdagelser.
Nå får vi det fjerde kapittelet av Bjørkum sine paradigmeskifter.
Når Bjørkum hevder: «Today’s model for generation and expulsion of oil is based on laboratory analysis.» så tar han helt feil. Mange har arbeidet seg baklengs via karbon massebalanse på naturlige modenhetsserier. På dårlig definerte serier, er det ofte vanskelig å demonstrere TOC drop fordi variasjonen i de studerte kildene har stor variasjon i HI og TOC i umoden tilstand. I gode kontrollerte dataset er det mindre problem. I Bjørkum sitt dataset har vi en spread fra 1% til 12% i den mest umodne tilstanden. Hvis man teoretisk tar slik variasjon (og tar med faktisk variasjon i yield (HI)) og modner dem kan man ofte ikke forvente noen betydelige trender fordi hvert datapunkt vil ha helt forskjellige spor avhengig av både HI og TOC (antagelse at alle bergartene var opprinnelige identiske). Vi kjenner heller ikke til om bergarten var homogen lateralt, noe som faktisk sjelden er tilfelle. Bjørkum sitt hoved-data set egner seg ikke til å studere TOC og yield variasjon (det siste viser han ikke). Og like viktig er det at det i Equinor sin database (og stort sett alle bulk oljeselskap databaser som er dominert av cuttings analyser) er alt for dårlig kontroll med hva som er analysert. Hvor mye av karbonet som analyseres er fra valnøtt skall, jutesekker, Gilsonite, plaststrimler etc som det er fult av i vasket og Benzalkon dynkede cuttings. Fra kuttings må prøvene håndplukkes med pinsett og det er meget vanskelig. Det gjøres sjelden av forståelige grunner. Det er utrolig mye tøv som er publisert fordi man ikke hadde kontroll på hvor forurenset cuttingsprøvene var. Selv på sideveis kjerner eller kjerner, ser man ofte (særlig i svovelrike bergarter) at tungolje i tidlig modne bergarter gir absurde HI og TOC resultat. Bjørkum sin tanke at hydrogen rikt kerogen i temperaturintervallet i hans figur, ikke genererer petroleum (siden det er generert tidligere etter hans tanke) samtidig som de samme bergartene fra dette temperatur intervallet, spyr ut petroleum med fall i TOC når det varmes opp på laboratoriet, krever mye mer innsikt enn det som legges frem for å være overbevisende. Videre under mikroskopet kan man se hvordan gjenkjennelige høykvalitets algerester omdannes nesten totalt til petroleum på varmebordet (eller via laser) fra prøver fra dette temperaturintervallet.
Når man har god kontroll, som feks Nordegg (Hovedkilden til Anthabasca) i Canada ser man et godt resultat som passer karbon massebalanse meget godt (Se Cindy Riedinger sine arbeider) Nordegg er så forbasket homogen. Bjørkum sitt argument med Anthabasca ignorerer også hvordan Nordegg fluider forandrer sammensetning ved modning og hvor tung olje som genereres ved høyere modninger (og stor økning i Tmax). Ekstrakt fra de dypere deler av Nordegg har optisk aktive molekyl ved høyere temperaturer er 65 grader.
At mange feks. Mackenzie and Quigley, 1988, predikerer alt for høye temperaturer har mye med metode og oljedefinisjon å gjøre. Feks via Rock-eval type så vil man kun se produkter som er flyktige nok for ulike temperaturer til å nå FID detektoren, som i seg selv skifter yield/temperatur kurvene til høyere temperaturer. Tyngre oljer er ikke flyktie nok og vil i stedet pyrolyseres ved enda høyere temperaturer. De tunge komponentene i tungolje er mer termisk stabile enn kerogen slik at vi får i tillegg et helt unaturlig skifte mot høyere temperaturer. Alt dette er velkjent for de som forsker på dette idag.
I tillegg i slike naive vurderinger som Bjørkum presenterer, så ignorere han at det er velkjente at sammensetningen på dannet og expelled petroleum varierer voldsomt med temperatur, fra tungolje med lite lette hydrokarboner (og voldsomt varierende metningstrykk både med hensyn på «asfalterer» og metan anrikede fluider) til medium tunge oljer, lettere oljer (eller nærkritiske fluider som kan ha både bobblepunkt og duggpunkt oppførsel). Bjørkum sin todeling med tung og lettolje har ingenting med virkeligheten å gjøre. Når denne feedstokken migrerer fra ulike deler av bassenget samtidig, og i tillegg kan overturnes i områder med høy metning blir migrasjonsgeometri og reservoar fordeling kontrollerende på fordeling av lett og tung olje eller gass. (Se Khavari-Khorasani et al., 1998 (see below)) Når Bjørkum bruker Hedberg sine arbeider med La Luna (eller reservoarer i Oficina), så ignorerer han det moderne arbeidet som er gjort i området av feks. Talukdar. Tidlig veldig tung olje varierer voldsomt, særlig fra svovelinnholdet i kerogenet (avhengig av mange ting). Jeg har stor respekt for Hollis Hedberg som var en pioner innen forståelsen av petroleumsdannelse, men husk at datagrunnlaget og de analytiske metodene tilgjengelig på den tiden var primitive og rudimentære.
Bjørkum har rett i en ting, nemlig at Later et al. sin model er feil angående tungolje og biodegradering. Later bruker en vilkårlig referanse sammensetning og ignorerer fysiske prosesser under reservoar fylling, annet enn 1D diffusjonsvurderinger. Men dette er ikke noe nytt og referansene som Bjørkum gir har lite å gjøre med den fysiske og termodynamiske dynamikken som styrer reservoar fylling når innkommende fluider forandrer sammensetning. En god diskusjon av dette er som også viser at 1D beregninger som Larter gruppen driver med gir helt feile resultat for vanlige reservoar geometrier:
Khavari-Khorasanit et el., 1998, The factors controlling the abundance and migration of heavy versus light oils, as constrained by data from the Gulf of Suez. Part I. The effect of expelled petroleum composition, PVT properties and petroleum system geometry
Khavari-Khorasanit et el., 1998, The factors controlling the abundance and migration of heavy vs. light oils, as constrained by data from the Gulf of Suez. Part II. The significance of reservoir mass transport processes
Når Bjørkum argumenterer med Mayer et al. (2007) så baserer han seg igjen på arbeider som ignorerer den virkelige verdens variasjon (hvor gjennomsnitt blir meningsløst i diskusjonen), men igjen er det ok at massebalanse i reservoarer viser at biodegradering er av mindre viktighet. Hovedpoenget er at Larter gruppens bruk av hydrokarboner ignorerer at selv minimal biodegradering ser dramatisk ut i primært tunge oljer fordi konsentrasjonen av de hydrokarbonene man ser på er så små.
Men det som gjør hele Bjørkums argumentasjon irrelevant, er at PVT modellering viser at reservoar oljer som regel er sterkt fraksjonert både med hensyn på tunge og lette petroleumsmolekyl. (Se Khavari-Khorasanit et el., 1998)
Bjørkum hevder også: «According to today’s model, estimates for the proportion of expelled oil that ends up in accumulations is between 5% to 30% (Hunt, 1995).» Igjen demonstrerer Bjørkum at han ikke kjenner til literaturen på området, som han skriver en artikkel på. Dagens modeller via massebalanse opererer med mye høyere expulsjons rater og reservoar petroleum kan variere fra 1% til nesten 80% avhengig av basseng og spesielt kilde og basseng 3D geometri.. Dette viser også at Bjørkum ikke kjenner innholdet av artikler som med relevant moderne innhold, samt selektivt bruk av påstander fra tvilsomme artikler for å støtte opp under et nytt «paradigme skifte».
Hvis vi ser på Bjørkum sin ide om viktigheten av CO2 for expulsjon av tunge fluider så se at dette er helt unødvendig (og udokumentert og tvilsomt). Den mest sannsynlige grunnen til at petroleum, inkludert tungolje, lett blir skviset ut av kildebergatene er at fast kerogen (dette er lett opp i 20% av volumet in en god kilde) blir omdannet til lav-viskøse fluider (ofte mer enn 10% av bergartsvolumet). Dette er helt analogt til hvordan magma dannes i mantelen, og skvises ut av Lherzolitten (som blir til Harzburgitt) grunnet deformasjon av matrix og lavere tetthet :
Michelsen & Khavari Khorasani 2021: The expulsion of petroleum from organic rich sediments. Abstract Norsk Geologisk Vinterkonferanse 2019.
Bottom line, hvis vi faktorer in faktisk geokemisk kunnskap idag, er det meste Bjørkum tenker galt og ikke understøttet av noe han legger frem.
Equinor sin Chief engineer for exploration, Siv Markussen, sier » Equinor er det derimot viktig å ha takhøyde for at etablerte sannheter kan utfordres, noe som er sammenfallende med 2 av våre nøkkelverdier, «åpen og modig».» Det skal jeg slutte meg til. Men det er standard at nye «ideer» diskuteres med fagfolk innenfor fagfeltet før man forsøker å publisere. Det er det tydelig ikke har skjedd her, eller med tidligere «paradigmeskifter» som har kommet ut. Det er også viktig at journaler med spesialist fagfolk blir brukt for å få reelle reviewer.
Vennlig hilsen
Johan Michelsen
Ex-UIB
Ex-Rogalandsforskning
Ex-Statoil
Ex-Amoco sitt forskningssenter for leting og produksjon (EPTG Tulsa)
Bravo. Det var på tide Per Arne fikk noe kvalifisert motstand. Den kommer i tillegg til den naturlige ‘falsifisering’ av Per Arnes teorier vi ser i Stordbassenget og det Norsk-Danske Basseng. TOC på 0.1-0.4% kerogen type III og IV i kontinentale triassiske avsetninger er noen kilde til store mengder tørr gass slik Per Arne hevder. Det bevises også av de 50+ tørre brønner boret i de to basseng. Pensjonert Leading Geologist Equinor.
Det skal stå: ikke noen kilde til ….
Jeg synes det er prisverdig av Per Arne Bjørkum å jobbe frem alternative teorier i geoforskningen og også innenfor bassenganalyse/bassengmodellering. 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. Vi har brukt disse modellene til å estimere sannsynligheter for å finne olje og gass i brønner før de ble boret og resultatene så langt har vært gode. Prediksjonene er blant annet å finne i diverse Expronews artikler i 2020/2021.
Argumentet med at dagens modeller fungerer dårlig synes jeg derfor ikke treffer så godt som argumentasjon for at en alternativ modell er nødvendig.
Fordelingen av TOC mot dyp er en vesentlig del av argumentasjonen til Per Arne. Han viser hvordan TOC i et område i nordsjøen ikke viser variasjon mot dyp. Imidlertid, dersom jeg plotter alle data vi har i vår database for Draupne i nordsjøen så observerer jeg en avtagende tendens av maks verdien for TOC mot dyp i dybdeintervallet fra ca 3000m til 4500m. Jeg observerer også en økende TOC fra ca 1200m (TOC ca 4%) til ca 2800m (TOC ca 12%). Denne økningen synes jeg ikke er konsistent med Per Arne sine teorier. Det ville være interessant om han kan forklare denne sammenhengen. I vår gruppe av bassenmodellører er vi veldig forsiktig med å tolke geokjemiske sammenhenger ut av TOC data. Variasjoner i verdier er ofte knyttet til faciesutvikling av kildebergartene – noen kilder vil vise høyrere TOC ut i de (dypere) bassengområdene mens andre kilder kan vise lavere TOC verdier i bassengområdene. Den store spredningen i TOC verdier i Per Arne sin figur vil derfor av oss tolkes som faciesvariasjon. Det skal bli interessant å se den ferdige per review artikkelen der noen av innvendingene kanskje blir adressert.
Dette var en fin kommentar. Utelukker virkelig disse modellene hverandre? Hadde det vært mulig at begge modellene er anvendelige for forskjellige geologiske bassenghistorier? For eksempel at den ene er mer relevant for oljedannelse i riftbassenger, men den andre passer bedre i forlandbassenger?
Tørre brønner kan hverken falsifisere eller bekrefte vitenskapelige modeller eller teorier. Det er blitt boret mange tørre brønner med anvendelsen av den modellen, som kritiseres her. Det er ikke nok for å avvise den, men ikke nok for å avvise alternativen heller. Forståelsen av hvordan oljen dannes er bare en hjelpemeiddel for å finne olje og gass. I tillegg må det forståes hvordan hydrokarbonene migrerer inn i, gjennom, eller forbi en fellestruktur.