Gir høyere utvinningsfaktor Mona Andersen. Foto: Halfdan Carstens

Gir høyere utvinningsfaktor

Permanent reservoarovervåking er et kraftig verktøy og en viktig brikke i det kompliserte arbeidet med å produsere mest mulig olje og gass på en kostnadseffektiv måte.

– Den største verdien for oss er å forstå endringer i reservoaret, eller i lagene over og opp til havbunnen, som vi ikke forventer, og at vi oppdager noe som vi ikke visste om på forhånd.

Mona Andersen oppsummerer med disse to setningene hvorfor Equinor gjennom mer enn 15 år har satset tungt på utvikling av seismisk teknologi som kan benyttes til permanent reservoarovervåking (Permanent Reservoir Monitoring, PRM). Hun leder Equinors kompetansegruppe Geophysical Reservoir Monitoring som består av 4 personer, og en av oppgavene deres er å bistå selskapets innsamlingsplaner og anvendelse verden rundt.

Det bakenforliggende motivet med utvikling av PRM-teknologien er å få mest mulig olje og gass ut av reservoarene på en trygg måte.

Permanent reservoarovervåking (PRM) på Grane-feltet startet i 2014. Lyttekablene er gravd ned i havbunnen med en innbyrdes avstand på 300 meter, og kildebåten tauer to kilder. Legg merke til at kablene ligger tett opptil produksjonsplattformen. Én av ulempene med lyttekabler i vannet (streamere) er at de ikke kan gå så nærme som dette, og at de gir dårligere datakvalitet i et område rundt installasjonene. I tillegg gir streamerseismikk større operasjonell risiko. Illustrasjon: Equinor

– Oppgaven er å forstå hvordan fluidene beveger seg gjennom reservoaret som respons på produksjon av hydrokarboner og injeksjon av gass og vann. Hvis vi kan forstå dette mønsteret bedre, så kan vi plassere brønnene gunstigere i forhold til hverandre. Forhåpentligvis kan vi også identifisere helt nye «lommer» med gjenværende olje og gass, sier Andersen.

Prinsippet er i utgangspunktet enkelt. Det går ut på å monitorere endringer i reservoarenes poretrykk og fluidmetninger som kan registreres med repeterte 3D-seismiske undersøkelser (4D). At fluidmetningene endrer seg, betyr at olje, gass eller vann har flyttet på seg som følge av produksjonen. Hvor store endringer på seismikken vi får med endringer i trykk og/eller fluidmetning, varierer imidlertid fra felt til felt, og vil også variere med reservoar, dyp og type fluid.

– 4D-undersøkelser kan gjøres med tre forskjellige teknologier, sier Olav Barkved, seniorrådgiver i geofysikk i Petoro med 4D og PRM som fokusområder, og med bred erfaring fra både 4D og PRM fra Geco, Amoco, BP og Petoro.

– Vi kan velge mellom 1) konvensjonelle lyttekabler (streamere) som taues i vannet etter et fartøy, 2) noder som plassers på havbunnen (havbunsseismikk) og tas opp etter bruk («retrievables»), eller 3) permanent reservoarmonitorering (PRM), der lyttekablene ligger permanent enten gravd ned i havbunnen eller åpent på havbunnen. Konvensjonell 4D med streamere er billigst, og som en tommelfingerregel har vi tradisjonelt brukt at én PRM gir samme kostnad som to til tre node-surveyer, og fem streamer-surveyer, avhengig av feltets utstrekning.

Andersen er ikke helt enig i disse forholdstallene, men presiserer at de store kostnadsforskjellene skyldes at PRM med produksjon av kabler og nygraving har en mye større investeringskostnad, men at innsamlingskostnader per survey er billigere enn for de andre løsningene.

Barkved legger til at trenden går mot økende aksept av noder på havbunnen, samt bruk av optiske lyttesystemer, noe som forventes å være i favør av både noder og PRM. Nodemarkedet er i stor vekst, mener han, og stadige nye forbedringer av utstyr og feltoperasjoner gir høyere effektivitet, og dermed mulighet for lavere priser.

4D ga milliardgevinst

Det aller viktigste verktøyet geologene har til hjelp for å finne olje og gass er seismikk. Det startet med 2D-seismikk (todimensjonal) på 1960-tallet og fortsatte med 3D-seismikk (tredimensjonal) på 1980-tallet.

Utviklingen i effektivitet har gitt store kostnadsreduksjoner, og sterkt forbedret datakvalitet har ført til en «3D-teppelegging» av norsk sokkel. I dag er det således utenkelig å bore en letebrønn uten 3D-seismikk.

Allerede på 1990-tallet hadde datakvaliteten blitt så god at det ble gjort forsøk med repeterte 3D-seismikkprogrammer, dvs. seismikk samlet inn med jevne mellomrom, over nøyaktig det samme området, og med samme parametere. Hensikten var å bruke seismikk for å optimalisere produksjonen på feltene.

Fordi tiden var blitt en faktor, snakket geofysikerne nå om 4D-seismikk. En kraftig forbedring av navigasjonssystemene var en sterkt medvirkende årsak til at denne utviklingen var mulig.

– Bedre posisjonering gjorde at de nye dataene kunne samles inn nøyaktig på samme sted som der de gamle dataene var samlet inn, og datakvaliteten økte betydelig, påpeker Andersen.

Dermed var det fritt fram for et aldri så lite paradigmeskifte.

– Gjennombruddet for bruk av 4D kom i 1995-1996. Statoil gjorde da et omfattende arbeid på Gullfaks-feltet hvor omtrent 20 nye boremål ble definert, og produksjonen fra disse ga en merverdi på i overkant av én milliard dollar, forteller Martin Landrø, professor i geofysikk ved NTNU (GEO 05/2014: «Gull til Norge)».

Alle forstod nå verdien av avansert reservoarmonitorering. I dag benytter derfor 70-80 prosent av alle produserende felt på norsk sokkel 4D-seismikk for å bli klok på dreneringsmønstrene i reservoarene.

Tunge investeringer

På 1990-tallet gjorde BP forsøk med PRM på det britiske Foinaven-feltet. Suksessen ledet selskapet til å installere det aller første systemet med permanent reservoarovervåking over et helt felt, denne gang på norsk sokkel.

– Valhall-feltet viste seg å være en god kandidat, og i 2003 gravde BP ned 120 km med lyttekabler like under havbunnen over et 45 km2 stort område, minnes Landrø.

Professoren trekker fram Olav Barkved, den gangen i BP, som en nøkkelperson i planleggingen og gjennomføringen på Valhall, og i 2006 ble han tildelt den norske geofysikerprisen av Norsk Petroleumsforening for den jobben han gjorde med PRM. I tillegg har Valhal LoFS («Life of Field Seismic») fått en rekke internasjonale priser.

– PRM startet altså på Valhall, og sju år senere fulgte ConocoPhillips etter med sitt eget system på Ekofisk-feltet. Fire år etter det igjen installerte Statoil den største PRM-surveyen i verden, til da, på Snorre, og like etter hadde også Grane-feltet fått sitt eget PRM-system. I 2012 installerte Petrobras et fiberoptisk PRM-system på Jubarte-feltet, forteller Barkved.

–  I tillegg har Equinor installert et mindre PRM-system på Oseberg for å monitorere en spesifikk vanninjektor, supplerer Andersen

Valhall var en stor suksess, og i ettertid kan vi derfor slå fast at et nytt lite paradigmeskifte var i ferd med å utvikle seg, om enn nokså sakte.

– På Valhall investerte BP 45 millioner dollar, og i dag snakker vi om investeringer på mellom en halv og én milliard kroner før skytebåten kommer inn over feltet. Tunge investeringer i forkant av PRM er en viktig årsak til at det har gått litt sent, mener Barkved.

Mye olje igjen – mer å hente

Ifølge Oljedirektoratet har omtrent halvparten av den oljen og gassen som finnes på norsk sokkel allerede blitt produsert og solgt. Det er som kjent disse mengdene som utgjør grunnlaget for at «oljefondet» har blitt svimlende stort.

Tilbake ligger blant annet det som på fagspråket kalles reserver, og da snakker vi om olje og gass fra felt som enten er i produksjon (for eksempel Johan Sverdrup i Nordsjøen) eller felt som er besluttet utbygget (for eksempel Johan Castberg i Barentshavet).

– Ved å tyne bare én prosent mer ut av reservoarene, øker vi reservene med flere hundre millioner fat o.e. Det er en god motivasjonsfaktor, medgir Barkved.

Det er i det perspektivet det er interessant å se på hvor mye ekstra olje det er mulig å produsere fra norsk sokkel, og hvordan ny teknologi kan være til hjelp.

Ved årets begynnelse utgjorde de norske olje- og gassreservene ca. 18 milliarder fat oljeekvivalenter (o.e.). I tillegg er det gjort en rekke funn som til sammen kan bli omgjort til reserver (5 milliarder fat o.e.), mens det også er definert tilleggsressurser i felt som kan bli omgjort til reserver (4 milliarder fat o.e.). Samlet blir dette ca. 27 milliarder fat, eller sagt på en annen måte: mer enn fem Statfjord-felt, og hvor bare én prosent utgjør 270 millioner fat.

Oljeselskapene jobber derfor intenst med å øke reservene på hvert eneste felt, både før og etter at de har kommet i produksjon, og norsk sokkel har utviklet seg til et førsteklasses laboratorium for utvikling av ny teknologi som fremmer dette formålet. Dette må forstås i lys av at det norske skattesystemet fungerer slik at både oljeselskapene og staten tar fordel av det hvis resultatet av spesielle tiltak for økt utvinning er at (enda) mer olje og gass blir produsert fra reservoarene.

Her ligger forklaringen på hvorfor oljeselskapene driver med det de kaller reservoarstyring. For dette trenger de dynamiske data fra både brønner og seismikk, og med repeterte seismiske surveyer får reservoaringeniørene et stort tilfang av kritiske data, langt borte fra – og mellom – brønnbanene.

Gjenværende olje per felt iht. Oljedirektoratet, samt felt som har PRM.

Utvinningsfaktor og reservoarstyring

Innen ethvert olje- og gassfelt finnes et gitt volum med fluider. Dette blir ofte referert til som «Stock Tank Oil Originally in Place» (STOOIP) og tilsvarer det totale volumet som er i reservoaret før produksjonen starter. Men det er aldri mulig å produsere det fulle volumet. Den mengden som reservoaringeniørene mener det er mulig å produsere refereres til som reserver, og i det norske oljemiljøet er det alltid dette tallet det blir referert til.

Forholdet mellom reserver og STOOIP kalles utvinningsfaktor og oppgis gjerne i prosent. Utvinningsfaktoren varierer fra felt til felt, mest på grunn av forskjeller i de geologiske rammebetingelsene, men den er også sterkt avhengig av hvilken dreneringsstrategi som legges til grunn og hvilke teknologier som blir anvendt.

For Statfjord-feltet er utvinningsfaktoren kommet opp i 70 prosent, og målet er å oppnå det samme for Johan Sverdrup-feltet. Men dette er unntak, ikke bare i Norge, men i høyeste grad også i resten av verden. Ekofisk-feltet er et godt eksempel på hva som er mulig å få til når bare viljen er til stede.

Opprinnelig trodde operatøren at det bare var mulig å produsere 17-18 prosent av all oljen som var til stede i reservoaret. I dag, snart 50 år etter at produksjonen startet, er utvinningsfaktoren oppe i 50 prosent. For å øke utvinningsfaktoren er det helt nødvendig å ha grundig kunnskap om reservoaret («karakterisere reservoaret»), samt forstå hvordan fluidene beveger seg og trykket endrer seg.

Det første krever god seismikk og brønndata, det andre krever repeterte seismiske undersøkelser dynamiske produksjonsdata som kan fortelle om bevegelser og endringer. Det er dette som kalles reservoarstyring.

«Fresh & Frequent»

Ideelt sett (og dette er tilfellet med den planlagte monitoreringen av Johan Sverdrup-feltet) blir det samlet inn en såkalt base line-survey som referanse før produksjonen starter. Senere surveyer vil så forholde seg til denne (og til hverandre).

– Hovedpoenget med PRM er at vi får «fresh» og «frequent» data med god kvalitet, fremholder Andersen.

– «Fresh» betyr at vi kan ha data klare for tolkning allerede 1-3 uker etter at innsamlingen er ferdig. Dette er betydelig kortere tid enn for tradisjonelle 4D-data. Da går det måneder, og gjerne opp til et helt år før dataene er klare for tolkning. Konsekvensen er at dataene til en viss grad er foreldet når de foreligger.

Å ha ferske data er en verdi i seg selv, og vi ser at PRM-dataene kan brukes mer aktivt som input til produksjon- og injeksjonsstyring enn tradisjonell 4D. Det er for eksempel vanskeligere å styre en brønn med input fra seismikk hvis seismikken er opptil et par år gammel, og hvor det i mellomtiden har skjedd store endringer i både oljemetning og trykk.

Med hyppige innsamlinger er det altså mulig å monitorere raske endringer i reservoaret. Andersen forklarer at det vil være lettere å kalibrere 4D-effektene til faktiske endringer i trykk og metning når det bare har gått 4-6 måneder og ikke 3-5 år.

– Konsekvensen er at vi reduserer usikkerheten i tolkningen av 4D-effektene og øker bruksverdien av dataene. Dataene kan også brukes til å endre tidligere beslutninger, samt optimalisere boreprogrammet ved å utsette eller fremskynde brønnmål.

Hensikten med 4D seismikk og PRM er å måle endringer i reservoaret. Fargene refererer derfor til forskjeller som har oppstått fra 2014 til 2016. Svart farge viser at det ikke har blitt produsert hydrokarboner, mens rødt, oransje, gult, grønt og blått forteller at reservoaret tømmes for olje

Snorre

– Fra Snorre-feltet og flere andre felt har vi også gode eksempler på at det er mulig å oppdage forseglende forkastninger, sier Landrø, noe som for reservoaringeniørene selvsagt er en viktig observasjon.

– Snorre-feltet er imidlertid først og fremst en interessant «case» fordi operatøren ved hjelp av PRM har vært i stand til å monitorere effekten av alternerende gass/vann-injeksjon (WAG). Injeksjonsperiodene bare varer bare noen få måneder og derfor er det kun med hyppige, gjentatte surveyer at det er mulig å monitorere i «real time», forklarer Landrø.

Det sier seg selv at endringene ikke kunne blitt registrert hvis nye data kun ble gjort tilgjengelig hvert annet eller tredje år, og Andersen understøtter Landrøs utsagn.

– På grunn av de raske endringene i reservoaret, som følge av alternerende injeksjon, er korte intervaller mellom de repeterte surveyene nøkkelen til suksess.

– PRM på Snorre-feltet er derfor et godt eksempel på at denne type undersøkelser kan brukes til å ta raske beslutninger basert på raske endringer, fremholder hun.

Forskjeller i amplitude mellom våren og sommeren 2018. I løpet av bare fire måneder har det oppstått flere 4D-effekter som følge av produksjon og injeksjon. Mens blå farge antyder økt vannmetning og/eller trykkreduksjon, indikerer rød farge økt gassmetning og/eller trykkøkning. Brønnbanene er viset med sort strek. De røde linjene viser hvor kablene ligger (400 m avstand). Illustrasjon: Equinor

Bedre datakvalitet

– Med permanent reservoarovervåking kan vi i gode tilfeller se relative endringer i fluidkontakter helt ned mot en halv meter, sier Andersen.

Det høres nesten utrolig ut, med tanke på at oppløsningen i de seismiske dataene er betydelig mindre enn dette, men det er faktisk reelt. Det går geofysikeren god for.

Erfaringen viser også at PRM gir bedre datakvalitet enn konvensjonelle 4D-data. Andersen trekker frem flere grunner.

– For det første er kablene med geofonene er gravd ned og ligger derfor i samme posisjon for hver innsamling. For det andre er det lettere å styre et rent kildefartøy enn et som har både kilde og lange streamere flytende etter seg i vannet.

Et annet viktig moment er at «dekningen» blir bedre.

Passiv monitorering

Andersen trekker også fram at PRM kan benyttes til passiv overvåking, «24/7», fordi kablene likevel ligger der mellom hver gang det blir samlet inn nye data.

Vi kan for eksempel se for oss å detektere jordskjelv og overvåke injeksjonsbrønner for å sikre at disse ikke sprekker opp takbergarten. Støy fra borekronen kan også benyttes til å bestemme nøyaktig posisjon til brønnbanen, og hvis hydraulisk oppsprekking benyttes for å øke produksjonen, kan reservoaringeniørene få informasjon om dette fra denne type data.

– Det gjenstår likevel mye forskning før vi har full nytte av de passive dataene, men vi ser for oss at vi kan ha god bruk av dem i fremtiden, sier Andersen.

PRM er teamarbeid

Det er geofysikerne som står for innsamling og prosessering, og derved sørger for best mulig datakvalitet.

Andersen påpeker like fullt at det kreves samarbeid mellom alle fag disiplinene i et «asset»-team for å tolke og analysere dataene. Det gjelder å sette alle brikkene sammen: seismikk, produksjonsdata, geologisk forståelse og reservoarmodeller for å finne ut hva som passer sammen og ikke.

– Jeg vil vite hva som skjer i reservoaret, sier Marit Ersdal, reservoaringeniør i Petoro på 7. året, og med solid bakgrunn fra ConocoPhillips, Norsk Hydro og flere andre selskap.

– Vi vil for eksempel ha svar på om reservoarmodellen vår stemmer med virkeligheten, og hvordan reservoaret reagerer på injeksjon. Sammenstilt med brønnenes produksjons- og injeksjonsrater over tid, gir PRM data et godt bilde av hva som foregår i reservoaret og gir dermed verdifull informasjon til planlegging av nye brønner eller til forbedring av bidrag fra eksisterende brønner.

Ersdal sier seg enig i at PRM er nyttig fordi det er ferskvare og kaller PRM et styringsverktøy for å optimalisere produksjonen, og dermed øke utvinningsgraden i feltet. Hun fremhever sterkt betydningen av at dataene samles inn ofte og at det tar kort tid å få dem prosessert.

– Treffsikkerheten blir på den måten mye bedre, og vi får en helt annet mulighet til en kontinuerlig optimalisering av dreneringsstrategien.

Krav til mulighetsstudier

At bruksområdene er mange, kan Andersen bekrefte.

For konvensjonell 4D startet det med finne optimale brønnplasseringer for planlagte brønner og å lokalisere lommer med gjenværende olje eller gass som lå igjen rundt omkring i res. Med PRM-seismikk hver 4.-6. måned får oljeselskapene et mye bedre bilde av hvordan oljen beveger seg i de kompliserte reservoarene. Det kan være endringer i sandutbredelse og/eller forkastninger som gjør at oljen ikke strømmer like lett som reservoaringeniørene trodde i utgangspunktet. PRM-data kan gi informasjon om dette, og sammen med brønndata kan de få økt øke forståelse av feltet.

– Med PRM er vi i stand til å overvåke raske endringer i reservoaret og bruke det aktivt til å optimalisere beslutninger innenfor brønnplanlegging og reservoar- og produksjonsstyring. På Snorre og Grane ser vi 4D-effekter etter bare 1-3 uker med produksjon/injeksjon av nye brønner. Dette har gitt 4D-seismikk en ny anvendelse – som viktig informasjon til å overvåke komplettering i nye brønner, mer effektiv planlegging og gjennomføring av intervensjoner, sier Andersen.

Konvensjonell 4D eller PRM er likevel ikke egnet på alle felt. Et absolutt minimumskrav er selvsagt at endringer i trykk og metning skaper en 4D respons og at investeringen vil lønne seg. Sagt litt forenklet, bruk av slik teknologi må ikke koste mer enn verdien av den ekstra oljen som kan bli produsert som følge av dynamiske undergrunnsdata.

– For hvert enkelt felt vi vurderer gjør vi alltid en grundig modellering av forventet respons, og hvis vi er i stand til å se endringer etter seks til tolv måneder, så kan vi gå videre i planleggingen, sier Andersen.

I Equinor er det et krav om at alle felt som bygges ut skal ha vært igjennom en 4D mulighetsstudie og om PRM er en mulig teknologi for verdiskaping.

Vil produsere mest mulig

For Equinor har det vært en lang reise fra den første piloten på Snorre fram til installasjonen av verdens største PRM på det gigantiske Johan Sverdrup-feltet. For aller første gang i oljehistorien foreligger det en baseline-survey før produksjonen starter. Deretter vil det bli samlet inn nye data én gang i året.

Deretter er det Johan Castberg sin tur. Også der vil det foreligge en referansesurvey før produksjonen starter.

Formålet er å få en så god forståelse som mulig av hvordan reservoaret oppfører seg som respons på produksjonen, og deretter gjøre de nødvendige endringene i blant annet brønnplassering og dreneringsstrategi. For Johan Sverdrup er målet en utvinningsfaktor på 70 prosent.

– Utvikling og implementering av ny teknologi tar gjerne ti år, og kanskje ende lenger for å få full gevinst, men vi har hatt troen, stått i det, og derfor har det blitt noe av. Men det hadde ikke gått uten et ekstremt godt samarbeid med forskningsavdelingen I Trondheim og mange andre gode støttespillere i selskapet, konkluderer Mona Andersen.

Eksempel på PRM-data fra Grane. Fargene forteller at her har det vært en endring i metning mellom høsten 2017 og våren 2018. Denne brønnen har 3 grener og PRM-dataene gir verdifull informasjon om at det er produksjonsbidrag fra alle grenene og sonene. Illustrasjon: Equinor

X