Et spektakulært reservoar

Bildet: Injeksjonssander finner vi ikke på land i Norge. Det er nødvendig å reise til USA, eventuelt Frankrike og noen få andre land, for å sammenligne data fra undergrunnen med formasjoner som går i dagen. Bildet er tatt i forbindelse med at en liten gruppe fra Aker BP nylig var i California for å se på blotninger av samme type injeksjonssander som finnes i Volund-, Viper- og Kobra-feltene. Ekskursjonen var et ledd i det samarbeidet Aker BP har med Andrew Hurst ved Universitetet i Aberdeen. De lyse lagene er injeksjonssander, og vi får et godt inntrykk av hvor komplisert slike reservoarer kan være. Nicholas Satur som skala. Foto: Frode Karlsen, Aker BP

Oljefeltet Volund med satellittfeltene Viper og Kobra har vært en stor suksess for Aker BP. Faglig, teknisk så vel som økonomisk.

– Volund har levert mer olje enn noen trodde da feltet ble satt i produksjon for sju år siden, forteller Asgeir Bang. Han har tolket 4D-seismikk over feltet og kommer stadig med forslag til lokalisering av nye produksjonsbrønner på feltet.

– Reservene i Volund er nå anslått til 78 millioner fat olje og 1,2 milliarder m³ gass, noe som er ca. 50 prosent høyere enn PUD-estimatet. Årsaken er hovedsakelig flere produksjonsbrønner enn det som lå i den opprinnelig planen for utbygging og drift av feltet.

Og ikke nok med det, rett nord for Volund har det blitt utviklet to mindre funn – Viper og Kobra – med reservoar i samme type avsetninger, og med de samme gode reservoaregenskapene. På disse to feltene har Ivar Skjærpe og teamet hans hatt et travelt år med å plassere, planlegge og evaluere brønner.

– Begge de 2 produksjonsbrønnene leverer bedre enn forventet, kommentere geologen.
Reservoarene i Volund, Viper og Kobra er imidlertid «ikke helt som andre reservoarer». Det har tatt lang tid og mange studier å forstå den spesielle geometrien.

Et «kunnskapsskifte»
Geologer har lenge vært kjent med at vulkanske bergarter kan trenge gjennom andre bergarter og danne horisontale lagganger («sill») samt skråstilte og vertikale tverrganger («dyke»). På fastlandet ser vi for eksempel at den permiske vulkanismen har gitt en mengde vulkanske ganger rundt omkring i Oslofeltet.

Det tok imidlertid år og dag før det ble forstått at marine sandavsetninger kan mobiliseres og trenge inn i overliggende sedimentære bergarter. Riktig nok stammer de første beskrivelsene av injiserte sandsteiner fra første halvdel av 1800-tallet, men de av oss som leste geologi i det forrige årtusenet ble ikke introdusert til begrepet injektitter, eller injeksjonssander.

Det var Balder-feltet i Nordsjøen som åpnet øynene til det norske og internasjonale petroleumsmiljøet.
Balder-feltet ble funnet allerede i 1967, og reservoarsandsteinen ble tidlig tolket som dypvannsavsetninger. Men under arbeidet med Plan for Utbygging og Drift (PUD) på 1990-tallet forstod geologene at reservoaret var langt mer komplekst, og at oljen også var lagret i sandsteiner som faktisk hadde blitt re-mobilisert under innsykning.

I Esso ble det initiert analogstudier der injektitter ble nøye studert i «outcrops». Arbeidet ble senere publisert, og Andor Hjellbakk, ledende geolog for Aker BP i Alvheim-området, var medforfatter. Flere av Aker BPs geologer og geofysikere jobbet på den tiden i Esso og fikk med seg denne viktige erfaringen.
Etter at Esso realiserte ideen om injektitter, ble slike reservoarer etter hvert også identifisert i andre felt i Nordsjøen, både på norsk (Jotun, Grane, Sleipner Øst) og britisk side (Alba, Harding, Chestnut, Gryphon), men det må presiseres at de norske feltene ble bygget ut på et tidspunkt da betydningen av injektittene ikke var kjent.

Et lite kunnskapsskifte var nå på gang innen sedimentologi og reservoargeologi.

Med akademia på laget
Volund-feltet ligger midt i Vikinggrabenen, ca. 30 km nordvest for Balder-feltet og Utsirahøyden, og rett sør for Alvheim-feltet.

I tidlig tertiær ble sedimenter flyttet fra Østshetlandsplattformen og ut på dypt vann. Mange av disse dypmarine avsetningene har endt opp som reservoarsandsteiner for olje og gass. Balder er ett felteksempel. Alvheim, Heimdal, Frigg og Grane er andre.

Volund ble funnet med brønn 24/9-5 i 1994, hvorpå det umiddelbart ble boret en avgrensningsbrønn. Det ble imidlertid konkludert med at volumene var små og at funnet ikke var kommersielt, og lisensen ble levert tilbake. Geologene trodde formodentlig at de kun hadde truffet en tynn sone med dypmarine sandsteiner.

Knapt ti år senere fattet Marathon interesse for funnet og gjennomførte ny kartlegging og seismisk modellering. Parallelt ble det akademiske miljøet koblet inn. Denne gang ble det konkludert med at reservoaret bestod av sand som hadde blitt presset ut i omkringliggende bergarter – såkalte injeksjonssander, eller injektitter.

– Marathon var visjonær og så muligheten for å finne prospekter med sandinjeksjoner som reservoar, sier Skjærpe.

Det ble innledet et tett samarbeid med Andrew Hurst. Hurst kan skilte med mer enn ti års fartstid i Statoil og kjenner norsk sokkel svært godt, men på det tidspunktet hadde han flyttet tilbake til Skottland etter å ha blitt utnevnt til professor i Production Geoscience ved universitetet i Aberdeen.

– Marathons undergrunnsavdeling utviklet derpå industriledende forståelse, skryter Skjærpe.
Kravet til reserver for å forsvare en utbygging var tidlig på 2000-tallet mindre enn da Fina var operatør på 1990-tallet, blant annet fordi det nå var mulig å knytte opp et eventuelt funn til nærliggende infrastruktur, og i 2004 startet lisensen en borekampanje for å øke forståelsen av sandutbredelsen og undersøke om det var kommersielle mengder med olje.

Marathon boret 1 vertikal (24/9-7) og 3 skråstilte sidesteg (24/9-7A, -7B, -7C) på rappen som påviste både gass og olje, samt reservoar med svært høy porøsitet og permeabilitet. De fire brønnene bekreftet også at reservoaret bestod av injeksjonssander, og Marathon har i ettertid blitt kreditert for å ha boret den aller første dedikerte letebrønnen med sandinjeksjoner som reservoarmål.

Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2006, og planen var å bore 3 produksjonsbrønner (hvorav 1 med 2 grener) og 1 injeksjonsbrønn. Senere har det blitt boret ytterligere 1 brønn, og nå i desember starter boringen av 2 nye brønner, hvorav den ene vil ha inntil 3 grener. Og da nærmer vi oss svaret på hvorfor feltet produserer mye mer enn det som var forventet ved oppstart. Mer kunnskap om utbredelsen av sandsteinene gir rom for både flere brønner og mer optimal plassering av hver enkelt brønn. Dette betaler seg i form av mer olje.

En pølse av sand
Marathon, i tett samarbeid med Lundin, videreutviklet så forståelsen av produksjonsegenskapene til sandinjeksjoner.

– Dristige brønner ble boret som verifiserte unike produksjonsegenskaper, og Aker BP-teamet drar i dag stor nytte av den gode karakteriseringen og forståelsen som ble tilegnet i denne tiden, sier Skjærpe.
Nå er det fullt ut bekreftet at Volund er en ren injektittfelle. Reservoaret er av paleocen alder (Hermodformasjonen – det siste av tre større paleocene turbidittkomplekser med kilde i vest) og lite konsoliderte sander ble i tidlig eocen tid remobilisert og injisert gjennom den overliggende Balderformasjonen. Det interessante er at injektitter gjerne har bedre reservoargenskaper enn modersandene. Den gjennomsnittlige porøsiteten i Volund-reservoaret er for eksempel hele 34 prosent og 1-6 darcy permeabilitet.

Det litt spesielle med feltet er at reservoaret, som følge av mobiliseringen, har en geometri som ligner et badekar, eller kanskje vi skal si pølseform, og hvor produksjonsbrønnene er plassert i «veggene» av badekaret.

«Volund ble boret og utviklet som første felt med injeksjoner som konsept.

Kildemateriale fra dypt vann
– I Aker BP har vi blitt svært gode på injektitter, mener Aker BP-geologene.

Den omfattende kunnskapen selskapet besitter kommer selvsagt etter mange år med tolkning av offshoredata fra felt med injektitter, feltarbeid på lokaliteter der injiserte sander kommer i dagen, samt det tette samarbeidet med Andrew Hurst og hans gruppe ved Universitetet i Aberdeen. Aker BP har også stor nytte av å delta i et industrifinansiert konsortium, ledet av Universitetet i Aberdeen, som samler data og øker forståelsen rundt injeksjonskomplekser.

– De injiserte sandene kommer fra flattliggende avsetninger på dypt vann. De dypmarine sandene ble så overlagret av anoksiske skifre som etter hvert utviklet forseglende egenskaper. Seglene gjorde at vannet i sandene ikke ble presset ut mens de sank inn, hvorpå de ble fluidisert i takt med at poretrykket steg, noe som også bidro til at det oppstod sprekker i de overliggende skifrene, forklarer Skjærpe.
Sandene ble altså ustabile på grunn av høyt poretrykk og kan ha blitt mobilisert av eksterne hendelser mens de lå på noen få hundre meters dyp.

– Vulkanisme med jordskjelv rundt Nord-Atlanteren i tidlig eocen tid kan ha trigget bevegelsene, mener Skjærpe.

Så «enkelt» er det. Om enn litt forenklet.

Like «enkelt» er det ikke å finne injektittene. Det krever en god kombinasjon av geologisk innsikt og gode seismiske data.

– Først og fremst er det viktig å ha en konseptuell modell å forholde seg til, og vi bruker den som har blitt utviklet av miljøet rundt Andrew Hurst, sier Nicholas Satur som jobbet sammen med nettopp ham på noen av Statoils prosjekter for mer enn ti år siden. Sammen har de publisert resultatene fra studier av injeksjonssander på Sleipner Øst-feltet.

– Modellen viser at injeksjonssander er svært komplekse, og det er svært krevende å forutsi hvordan sandutbredelsen er. Bare med gode seismiske data kan vi ha en formening om det før boring, supplerer Bang.

Seismikk er avgjørende
Gode seismiske data er helt avgjørende for å spore opp injektitter i undergrunnen. Den konseptuelle modellen hjelper ingenting om ikke dataene har tilstrekkelig oppløsning til å se tynne sandsteinslegemer som ligger både flatt og på skrått.

– «Dårlig» seismikk kan gi både behagelige og ubehagelige overraskelser, og noen steder kan vi treffe injektitter som er for tynne eller ligger for mye på skrå til at vi kan se dem på seismikken, påpeker Bang.

– Vi kan med moderne seismikk se sandlegemer som ligger med en vinkel helt opp til 35-40 grader, men mange injektitter ligger enda brattere, og disse har vi enda ikke klart å kartlegge, selv om reprosessering av Geostreamer-data har hjulpet oss mye. Over 35 grader sliter vi, men fra brønndata vet vi at sandene er der. Vi kan også se sandlag som er helt ned mot noen få meter tykke dersom de inneholder gass.
Bang forteller at retningen som de seismiske dataene er innsamlet med har betydning for resultatet. Blant annet brukes nå multi-azimuth seismikk der undergrunnen blir avbildet fra flere sider samtidig.
Aker BP har også hatt suksess med 4D seismikk der en reprosessert survey fra 1996 utgjør «baseline». En ny survey fra 2013 demonstrerer at det er fullt mulig å se effekten av tre års produksjon.

– Det er en fantastisk 4D-respons, vi ser veldig klart hvordan vannet fortrenger oljen i reservoaret, forteller Bang. Graden av gassekspansjon er derimot mer utfordrende da seismikken skiller dårlig mellom lav og høy gassmetning i sandene.

Geofysikeren forteller at AVO også er til god hjelp i tolkningen av de seismiske dataene.

– Vi ser en veldig god AVO-respons i injeksjonssandene, men sandkvaliteten er faktisk så god at det kan være vanskelig å skille mellom vann-fylte og olje-fylte injeksjonssander.

– Gass kompliser også bildet. Tynne sander med gass kan gi en like kraftig AVO-anomali som tykke olje-fylte sander, påpeker Asgeir Bang.

Aker BPs fagfolk skryter av det gode samarbeidet de har med Lundin på Volund og Lundin/ConocoPhillips på Viper, Kobra så vel som Alvheim-feltet.

Aktive og kompetente partnere har vært viktig for god og effektiv fremdrift på alle våre felter i Alvheim-området, sier Andor Hjellbakk.

Mer å finne
Injektittreservoarer kan i mange tilfeller gi betydelige tilleggsreserver til eksisterende funn og felt. Feltene Balder, Grane og Jotun er gode eksempler på dette. Men injektittreservoarer kan også utgjøre genuine prospekter og utvikles til felt som står på egne ben. Volund med satellittene Viper og Kobra er fine eksempler på slike felt.

Utgangspunktet er vanskelig. Injektittreservoarene har – som vi har sett – komplisert geometri med lagganger, tverrganger og mer obskure former. Dertil varierer tykkelsen på lagene, fra cm- til km-skala, og ingen geologisk modell kan forutsi endringene.

Marathon, og deretter Aker BP, har likevel hatt stor suksess med å kartlegge dem i et lite område sør for Alvheim-feltet. Seismiske data av høy kvalitet i kombinasjon med kjerner og logger er nøkkelen. Samt god geologisk innsikt.

Oppløsningen i de seismiske dataene gir selvsagt begrensninger på detaljgraden i tolkningen. Vel vitende om at mange av injektittsandene er tynne, kan vi derfor spekulere i at det vil bli funnet stadig flere i takt med at de seismiske dataene gir bedre oppløsning.

Noen av dem vil også inneholde (enda mer) olje.

Volund
Volund-feltet i blokk 24/9 startet produksjonen i september 2009 og produserte på platå gjennom 2010, -11 og -12 med ca. 30-35 000 fat olje per dag. Oljen går i rørledning til Alvheim som har en FPSO (produksjons- og lagringsskip) med bøyelasting. Marathon var opprinnelig operatør, men Det norske (senere Aker BP) kjøpte Marathons lisenser på norsk sokkel i 2014 og opererer i dag feltet med 65 prosent eierandel. Lundin Norway har som eneste partner 35 prosent eierandel.