Verktøy og kunnskap må utnyttes

Verktøy og kunnskap må utnyttes

Optimal produksjon fra et oljefelt starter med erkjennelsen av at reservoaret er komplekst, og at en god reservoarmodell er helt avgjørende for å få mest mulig olje ut av feltet.

Det er om å gjøre å få mest mulig olje og gass ut av reservoaret. Det er i samfunnets interesse. Samtidig skal hver eneste ekstra dråpe som blir produsert skape god økonomi for de selskapene som driver feltet.
– Grunnlaget for optimal produksjon er god reservoarkarakterisering og en tilhørende god reservoarmodell, sier seniorrådgiver Ragnar Knarud i Statoil-
– Uten en riktig forståelse av reservoaret blir det umulig å planlegge dreneringsstrategien, bore de nødvendige produksjons- og injeksjonsbrønnene i riktig posisjon, samt komplettere brønnene på rett sted, presiserer han.
Knarud har lang erfaring i både å lete etter og produsere olje og gass, samt se helheten i utbyggingsprosjekter, enten det er små eller store funn som evalueres og utredes. Nå er han opptatt av å slå et slag for den rollen geologene har i å legge til rette for å oppnå høyest mulig utvinningsgrad.

Fra kvalitativ til kvantitativ

En reservoarmodell forteller om reservoarets fysiske egenskaper i tre dimensjoner. Gitt et sandsteinsreservoar, er oppgaven derfor å finne den romlige fordelingen av sandsteinenes fysiske karakteristika. Denne informasjonen skal så overføres til gridceller som hver især skal ha bestemte egenskaper, i seks retninger.
– Geologens største utordring er å finne en passende avsetningsmodell, for så å oversette den deskriptive modellen til en kvantitativ modell, noe som betyr å tilegne hver gridcelle parametere som for eksempel porøsitet, permeabilitet og oljemetning, forteller Knarud.
– Permeabilitet er for så vidt petrofysikernes domene, men geologisk input er avgjørende for å estimere mest mulig korrekte verdier.
Geologen minner samtidig om at to reservoarer ikke er like. Alle er forskjellige. Alle må betraktes individuelt. Hvert reservoar krever sin egen forståelse.
– De som har vært i felt og sett sedimentære bergarter skjønner også at reservoarene har en større grad av kompleksitet enn det simuleringsmodellene er bygd for. For mens gridcellene i reservoarmodellen for eksempel er 100x100x3 meter, er variasjonene i geologi på millimeter-, centimeter- og meternivå. Da sier det seg selv at cellene ikke på noen enkel måte kan reflektere alle de geologiske variasjonene.
– Vi får rett og slett ikke reservoarets kompleksitet inn i gridcellene, sier geologen.
Alt dette betyr at det er et stort behov for undergrunnskompetanse når produksjonen fra nye felt skal planlegges, men også under produksjonen.
Dessuten kommer det ytterligere kompliserende faktorer til.
– Modellen inkluderer også fluidenes egenskaper. Det er for eksempel selvsagt at type olje og hvor mye gass som er assosiert innvirker på hvordan reservoaret skal produseres.

Nødvendig med fleksibilitet

Lite data og lite kunnskap kan lett føre til en for enkel reservoarmodell. Det er noe som skremmer den erfarne geologen. Han mener at risikoen for å velge gal dreneringsstrategi, med påfølgende svikt i produksjonen etter en tids forløp, kan reduseres kraftig ved å maksimere utnyttelsen av de geologiske og geofysiske verktøyene.
– Mye og god seismikk er en klar fordel. Mens det for noen tiår siden var godt nok med 2D-seismikk over felt, er det i dag bare 3D som gjelder på norsk sokkel. Nå ser vi at utviklingen går i retning av havbunnsseismikk. Erfaringen viser at noder på bunnen gir svært mye bedre oppløsning enn streamer-data.
Utviklingen er derfor utvetydig. Kartleggingen av reservoaret skjer i større og større detalj. Mens seismikken tidligere var et verktøy for hovedsakelig strukturell forståelse, går vi i en retning der avsetningssystemer kan forstås. Geologene vil derfor kunne gjøre mer og bedre bruk av seismikk når den geologiske modellen skal utarbeides.
– Jeg er derfor også tilhenger av grundige, geologiske studier der hensikten er å lage en så god modell som mulig. Denne må selvsagt videreutvikles under produksjonen for å inkorporere nye data fra både brønner og produksjon.
Knarud mener ekstra investeringer i studier og data kan forsvares fordi risikoen for fremtidige kostnadsøkninger reduseres betraktelig, men også fordi modellene har betydning for hvilke utbyggingsløsninger som velges.
Ivar Aasen-feltet, som Det norske bygger ut, er et godt eksempel på god planlegging som gir rom for ny kunnskap. Der er det tatt høyde for revurderinger av produksjonsplanene underveis. Det er gjort plass for 21 brønner, men per i dag er det kun planlagt 13 brønner, hvorav 6 produksjonsbrønner, 6 injeksjonsbrønner og 1 brønn i et nærliggende satellittfelt.
– Erfaringen tilsier at det blir behov for flere brønner enn det som det er planlagt, og i utbyggingen av Ivar Aasen-feltet er det gjort klart for dette ved å tilrettelegge for å benytte ledige brønnslisser, etter hvert som produksjonen kommer i gang.
– Grunnen til at det ofte blir boret flere brønner enn opprinnelig planlagt, er selvsagt at økt utvinning svært ofte henger på flere brønner.

Optimalisering ved erfaringsoverføring

I november arrangerer Norsk Geologisk Forening (NGF) sin årlige konferanse for produksjonsgeologer. Temaet i år er erfaringsoverføring.
Ved utgangen av 2013 var det 77 felt i produksjon. Ytterligere 13 felt var under utbygging, mens hele 88 felt var til vurdering for utbygging. I den siste kategorien finner vi blant annet Johan Sverdrup, og til sammen utgjør reserver, betingede ressurser i felt og betingede ressurser i funn drøyt tolv milliarder fat (Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel. Felt og funn; Oljedirektoratet, 2014). Vi snakker altså om store ressurser, og nettopp dette bør motivere oljeselskapene til å satse enda mer på god reservoarforståelse.
Tallene over – med bortimot 100 felt i porteføljen – viser også at det i Norge er masser av erfaring å trekke veksler på.
– Dette gjelder mellom lisenser så vel som mellom partnere, og ikke å forglemme innen selskapene, og det er liten tvil om at det er et potensial for optimalisering av produksjonen på norsk sokkel. Konferansen i NGFs regi er et steg på veien, fremholder Knarud.

For å kunne beregne tilstedeværende og utvinnbare volum i våre reservoarer må geologisk beskrivelse og forståelse omformes til petrofysiske parametere. En av de mest utfordrende oppgavene en produksjonsgeolog er med på å løse, er å oppskalere detaljdata, som i dette kjernetatte intervallet, til celler med egenskaper som det kan simuleres produksjonsprofiler og dermed økonomi ut i fra. Grafikk: Jan C. Rivenæs. Statoil

For å kunne beregne tilstedeværende og utvinnbare volum i våre reservoarer må geologisk beskrivelse og forståelse omformes til petrofysiske parametere. En av de mest utfordrende oppgavene en produksjonsgeolog er med på å løse, er å oppskalere detaljdata, som i dette kjernetatte intervallet, til celler med egenskaper som det kan simuleres produksjonsprofiler og dermed økonomi ut i fra.
Grafikk: Jan C. Rivenæs. Statoil

Behovet for feltanaloger

Noe forenklet kan vi si at geologene kan fortelle hvor mye sand det er i reservoaret og om det består av flere atskilte enheter.
– Til dette trengs både en sedimentologisk modell og en strukturgeologisk modell.
Geologen nærmer seg en av sine kjepphester: behovet for felterfaring og nødvendigheten av gode feltanaloger.
– For å få et romlig bilde av reservoaret trenger vi 3D-blotninger. Hovedmotivet er å forstå usikkerhet, samt å få innsikt i hvor komplekse reservoarene er, og det er nettopp dette slike blotninger gir.
Deri ligger også forklaringen på at han i år etter år har tatt med seg bore- og reservoaringeniører til Statoils eget feltlaboratorium i Ainsa i Pyreneene. Her får teknologer med mangelfull geologisk erfaring anledning til å se hvordan en bergart virkelig ser ut, hvor komplekst et reservoar kan være med skiftende litologi og hyppige forkastninger, og hvor raske variasjonene i litologi er i forhold til gridcellenes størrelse.
– Slike kurs gir de enkelte fagfolkene en felles forståelse for hvordan egenskapene i reservoarene varierer. Dermed gir deg et grunnlag for bedre forståelse for hverandres utfordringer og oppgaver. De skaper også gode tverrfaglig og sosiale relasjoner, og vil i det lange løp bidra til økonomisk gevinst, avslutter Ragnar Knarud.

COMMENTS

WORDPRESS: 0
X