Ett år til oljen strømmer

Ett år til oljen strømmer

Boringen av produksjonsbrønner har startet. Samtidig jobber geologer, geofysikere, reservoaringeniører og boreingeniører på spreng med å oppdatere den geologiske modellen, planlegge boreprogrammet og forberede produksjonsplanene.

I september var boringen av den første produksjonsbrønnen på Edvard Grieg-feltet i gang. Da hadde det gått bare fem måneder siden den siste avgrensningsbrønnen (16/1-18) ble avsluttet på østflanken av feltet.
Oljeproduksjonen starter ventelig i fjerde kvartal neste år. Da har det gått åtte år siden brønn 16/1-8 påtraff 40 meter med olje i jura sandsteiner og konglomerater på Utsirahøyden. Hele det petroleumsgeologiske miljøet ble tatt på sengen da det ble kjent at Lundin Norway hadde suksess med en helt ny letemodell i denne delen av Nordsjøen (GEO 08/2007; «Midt i oljetrenden»).
Mye kunnskap har blitt bragt til torgs i perioden mellom funn og utbygging. Mange avgrensningsbrønner har gitt overraskelser som har satt grå hår i hodet på geologer, geofysikere og petrofysikere. Mengdevis av geologiske og geofysiske data har blitt samlet inn i håp om bedre forståelse. Flerfoldige geologiske modeller har blitt studert og revidert både før og etter at Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2012.
Utbyggingen følger både tidsplanen og budsjettet. Om et drøyt år skal gass og olje strømme gjennom rørledninger som nå legges. Da vil arbeidet med å revidere den geologiske modellen fortsette med både brønndata og produksjonsdata. Hensikten er å optimalisere produksjonen slik at mest mulig hydrokarboner kan bli tatt ut på en kostnadseffektiv måte.
Edvard Grieg er gjenfødt som et middels stort oljefelt som forventes å produsere gjennom 30 år.

FAKTA
Reserver (2P) olje 165 millioner fat
Reserver (2P) gass 1,8 milliarder m^3 gass
Totalt 186 millioner fat oljeekvivalenter
Platåproduksjon 100.000 fat per dag
Kostnad 25 miliarder kroner
Edvard Grieg-feltet har to segmenter. Luno er størst med reservoar i hovedsakelig triassiske sandsteiner og konglomerater (en god blanding av eoliske dyner, samt grunnmarine, fluviale og alluviale avsetninger). Tellus har reservoar i forvitret basement samt en tynn pakke med krittsandsteiner over. Det går en markant forkastning mellom de to segmentene. Oljekolonnen er omtrent 80 meter. Brønn 16/1-12 sør for feltet har også påvist olje i porøse basementbergarter. © Lundin Norway

Edvard Grieg-feltet har to segmenter. Luno er størst med reservoar i hovedsakelig triassiske sandsteiner og konglomerater (en god blanding av eoliske dyner, samt grunnmarine, fluviale og alluviale avsetninger). Tellus har reservoar i forvitret basement samt en tynn pakke med krittsandsteiner over. Det går en markant forkastning mellom de to segmentene. Oljekolonnen er omtrent 80 meter. Brønn 16/1-12 sør for feltet har også påvist olje i porøse basementbergarter.
© Lundin Norway

Nøkkelen er mye data

– Vi vil utvikle og produsere dette feltet på vår egen måte, sier Per Øyvind Seljebotn, geofysiker i Lundin.
For det første betyr det at selskapet vil trekke på den kunnskapen de har opparbeidet gjennom letefasen.
– Vi er svært opptatt av erfaringsoverføring. Alt vi har lært i lete- og avgrensningsfasen skal komme til nytte når vi produserer. Det samme gjaldt arbeidet med PUD, og dette skjer best når alle de som har erfaring i området sitter rett i nærheten av hverandre.
– Den som lurer på noe kan vende seg bort fra skjermen og stille spørsmålet til kollegaene. Dette er selvsagt spesielt verdifullt når vi får nye folk inn i teamet, hevder Seljebotn.
Beate Aas Bakke nikker megetsigende. Hun kom til Lundin for bare to år siden og har hatt god nytte av denne arbeidsformen.
For det andre betyr det at selskapet under oppboringen av feltet (11 produsenter og 4 injektorer) vil fortsette med det «Haugalandteamet» selv betegner som aggressiv datainnsamling, og være åpen for endringer når dataene krever det.
– Boringen av 16/1-18, som ble avsluttet i vår, har allerede demonstrert betydningen av nye data. For selv om PUD-en definerte den østlige delen av feltet rimelig bra, viste avgrensningsbrønnen at det var nødvendig å revidere den geologiske modellen og potensielt oppdatere dreneringsstrategien, forteller Seljebotn.
Feltets komplekse geologi i kombinasjon med dårlig seismisk avbildning betyr at det er nødvendig å ta mange kjerner. Lundin har hatt en god datainnsamlingsstrategi på Edvard Grieg feltet, og det betaler seg i form av mindre geologisk usikkerhet når det går mot utbygging. Noen prinsipper har vært viktige.
Betydningen av dette ble klart for geologene allerede i den første brønnen. Manglende kjerne har hatt som konsekvens at flere meter med god sand aldri har blitt analysert på annet enn på borekaks og logger. Da 16/1-15 ble boret, funnbrønnen på Tellus, hadde operatøren imidlertid fått gjennomslag for en litt mer aggressiv datainnsamling. Det betød at 2,7 meter med meget god, nedre kritt sandstein – rett under takbergarten og rett over forvitret basement – ble kjernetatt. For petroleumsingeniørene som planlegger produksjonen er slike datapunkter (svart) gull verdt, og spesielt i dette tilfellet da de ellers ville ha gått glipp av detaljert informasjon om et permeabelt lag over en ganske tett bergart.
– Et annet prinsipp har vært at hele intervallet med olje skal kjernetas, forteller Seljebotn.
Kjerner er spesielt viktig i nettopp dette feltet. Årsaken er at deler av reservoaret består av konglomerat som består av granitt-klaster med sandsteinsreservoar rundt. Logger, som leser snittverdier over titalls cm, har ikke oppløsning til å få med seg detaljene i denne type reservoar.
– Vi har sett at gammaloggen kan tolkes som om reservoarsandsteinen har 40 prosent leire, mens vi i virkeligheten har et meget lavt innhold av leire i reservoaret, forklarer Seljebotn. I alle avgrensningsbrønnene etter funnbrønnen har overgangen inn i toppen av reservoaret og hele oljekolonnen blitt kjernetatt.
Lundins geoteam har også tanker om produksjonstesting.
– Vi ønsker alltid å ha muligheten til å teste og bore sidesteg, og vi har til fulle erfart betydningen av dette på Edvard Grieg-feltet, sier Seljebotn.
– Årsaken er de store fasisvariasjonene over feltet, og at konvensjonelle logg-data er usikre. Det er vanskelig å angi produktivitet uten testdata. Testdata har gitt oss gode produktivitetsanslag i de forskjellige avsetningsmiljøene vi har på Edvard Grieg. Det har senket usikkerheten i reserveanslag og produktivitet i feltet.

16/1-5: Kjerne fra takbergarten og inn i reservoaret. Ved å starte kjerningen før boreparameterne viste at reservoaret var påtruffet, fikk Lundin med seg 2,7 meter med kritt kvalitetssandstein over forvitret basement som ellers ikke ville blitt kjernetatt. © Lundin Norway

16/1-5: Kjerne fra takbergarten og inn i reservoaret. Ved å starte kjerningen før boreparameterne viste at reservoaret var påtruffet, fikk Lundin med seg 2,7 meter med kritt kvalitetssandstein over forvitret basement som ellers ikke ville blitt kjernetatt.
© Lundin Norway

Pilotbrønner «et must»

– Den geologiske modellen vi i øyeblikket bruker representerer bare en tolkning av reservoaret. Derfor er det hele tiden behov for å øke antall datapunkter som i neste omgang kan gi oss en litt riktigere modell. En modell kan alltid bli bedre, forteller Bakke.
Lundin og partnerne vil bore to pilothull på Edvard Grieg-feltet. Det første var påbegynt da vi kom på besøk i begynnelsen av oktober.
Et pilothull er egentlig ikke noe annet enn en ganske alminnelig avgrensningsbrønn der reservoaret gjennomskjæres «vertikalt». Produksjonsbrønnene blir svært forskjellige fordi reservoaret skal penetreres med såkalt horisontale brønner. De skal følge reservoaret langsetter over flere hundre og kanskje mer enn tusen meter.
– Pilotbrønnene bores først, og det vil være tid til å optimaliser produksjonsbrønner etter at resultatene fra pilotene er tilgjengelig. Dette gjør at vi har tid til å tolke ny informasjon og håndterer eventuelle overraskelser som vi får i pilotbrønnene, forklarer Bakke.

Fasis i Edvard Grieg-feltet varierer over korte avstander – fra forvitret, oppsprukket basement med sekundær porøsitet til svært permeable eoliske sandsteiner – og med hurtige endringer i reservoarkvalitet. Lundin sier de har identifisert seks fasis i dette feltet som tidligere ikke har blitt beskrevet på norsk kontinentalsokkel. De hurtige endringene i porøsitet og permeabilitet kompliserer naturligvis boringen av produksjonsbrønner. © Lundin Norway

Fasis i Edvard Grieg-feltet varierer over korte avstander – fra forvitret, oppsprukket basement med sekundær porøsitet til svært permeable eoliske sandsteiner – og med hurtige endringer i reservoarkvalitet. Lundin sier de har identifisert seks fasis i dette feltet som tidligere ikke har blitt beskrevet på norsk kontinentalsokkel. De hurtige endringene i porøsitet og permeabilitet kompliserer naturligvis boringen av produksjonsbrønner.
© Lundin Norway

Åpen for endringer

Det er sju år siden Edvard Grieg-feltet ble funnet. Siden da har kunnskapen om feltet økt i takt med innsamling av ny seismikk og boring av nye brønner. Usikkerhetene med hensyn til reservoarets beskaffenhet har krevd at man «ikke sparer seg til fant». Utviklingen har vist at usikkerhetene i den geologiske modellen er store, og den geologiske modellen justeres derfor kontinuerlig. Fokus er på input-dataene.
– Filosofien vår er at vi skal være åpne for endringer underveis etter hvert som vi får mer geologisk kunnskap og at vi i størst mulig grad skal kunne optimalisere boreprogrammet videre, avslutter Per Øyvind Seljebotn.

Geomodellen på Edvard Grieg-feltet. Fargeskalaen viser porøsitet, der røde, gule og grønne farger viser områdene med best reservoaregenskaper. Geomodellen beskriver reservoarets lagdeling og egenskaper som porøsitet, vannmetning og permeabilitet. Det er som regel usikkerheter i en geomodell, men jo mer nøyaktig den er, jo bedre beslutninger kan man ta om dreneringsstrategi og brønnplasseringer. På Edvard Grieg vil modellen oppdateres kontinuerlig ettersom nye data kommer inn. Dataene fra de to geopilotene blir vikgtige. © Lundin Norway

Geomodellen på Edvard Grieg-feltet. Fargeskalaen viser porøsitet, der røde, gule og grønne farger viser områdene med best reservoaregenskaper. Geomodellen beskriver reservoarets lagdeling og egenskaper som porøsitet, vannmetning og permeabilitet. Det er som regel usikkerheter i en geomodell, men jo mer nøyaktig den er, jo bedre beslutninger kan man ta om dreneringsstrategi og brønnplasseringer. På Edvard Grieg vil modellen oppdateres kontinuerlig ettersom nye data kommer inn. Dataene fra de to geopilotene blir vikgtige.
© Lundin Norway

 

COMMENTS

WORDPRESS: 0
X