Vikinggrabenen:  Hvor er all oljen som var i gårdagens oljefelt?

Vikinggrabenen: Hvor er all oljen som var i gårdagens oljefelt?

Enorme mengder med olje og gass har blitt dannet fra Draupne- og Heatherformasjonen i den nordlige delen av Vikinggrabenen. Den totale mengden olje og gass i gigantfunnene på Tampenhøyden og Hordaplattformen utgjør 5.5-6.0 milliarder Sm3 (bortimot 40 milliarder fat). Det er imidlertid bare 2-3 prosent av den totale mengden som kan ha blitt generert. Det er lite som tyder på at store mengder er lekket ut i dette området, så hvor er det blitt av resten av ressursene? Nye data kan kanskje bringe oss et steg videre i jakten på dynamiske petroleumsfeller.

Den nordlige Vikinggrabenen er et av de geologisk mest kompliserte områdene på den norsk kontinentalsokkelen, og letemodellene i dette området omfatter bergarter dannet i hele tidsperioden fra granittisk og metamorft grunnfjell til ukonsoliderte sandsteiner av kvartær alder i feltet Peon.
De store feltene
Det lange tidrommet med flere tektoniske faser, i kombinasjon med lokale sedimentkilder i øst og store sedimentære avsetningssystemer som bygde seg nordover, har gjort dette til en av de mest prospektive petroleumsprovinsene i verden.
Flere av verdens største olje- og gassfunn ble gjort her mot slutten av 70-tallet og utover på 80-tallet med felt som Statfjord, Troll, Oseberg, Snorre og Gullfaks. Mange av feltene ble identifisert ved tolking av «BCU», eller bunn-krittukonformiteten, selv om reservoarene varierer både i alder og avsetningshistorie.
Statfjord-feltet har reservoar i Statfjordformasjonen og Brentgruppen, Troll har tre ulike reservoarer av sen juraisk alder i tillegg til Brentgruppen og sander av paleocen alder. I Oseberg-feltet er Brentgruppen hovedreservoaret, men med et bidrag av sedimenter fra øst. I Snorre-feltet er reservoarene i Statfjordformasjonen og Lundeformasjonen av trias alder, mens Gullfaks-feltet har reservoar i Statfjordformasjonen, Cookformasjonen og Brentgruppen, men reserver er også påvist i flere tertiære lag over hovedreservoaret.
Letemodeller som er kjent fra disse feltene har også ført til mange mindre funn på begge sider av Vikinggrabenen. Størrelsen på de første funnene har ført til at vi lett glemmer hvor geologisk komplekst området er. Funnene ble gjort ved hjelp av datidens 2D-seismikk, og den hadde dårlig kvalitet sammenlignet med dagens 3D bredbåndsdata, men funnene var lette å identifisere selv om det tok tid før en forsto hvordan fellene hadde blitt dannet.
Tykk og god kildebergart
Ett av fellestrekkene ved funnene er at de i all hovedsak har sen-juraiske skifre som kildebergart.
I den nordlige Nordsjøen er Draupneformasjonen av meget god kvalitet. Den ble også avsatt i tykke lag slik at store mengder med olje og gass ble generert. Den store mektigheten på lagpakken i øvre jura gjør at toppen og bunnen vil generere og utdrive olje og gass på ulike dyp. Kombinert med ulik begravelseshistorie, er det sannsynlig at disse sedimentene har generert olje og gass over lange tidsperioder.
Selv om det meste av oljen i den nordlige delen av Vikinggrabenen kan spores tilbake til Draupneformasjonen, viser geokjemiske biomarkørstudier at oljen fra ulike områder har små forskjeller i sammensetning. Det er derfor mulig å bestemme hvorfra oljen migrerte inn i dagens gigantfunn.
Oljen i Tampen-området kommer fra tre ulike områder, delvis fra sør og sør-øst inn i Statfjord-feltet og videre inn i Brentgruppen på Gullfaks-feltet via sandsteiner i Brentgruppen i Statfjord Øst-feltet og øvre juraiske sandsteiner i Herdis-feltet. Oljen i Statfjordformasjonen og Cookformasjonen på Gullfaks-feltet kommer mest sannsynlig fra nordøst via Visundfeltet, mens oljen i Snorre-feltet, lengst nord på Tampen-området, kommer fra sørkanten av Mørebassenget og har sitt opphav fra den aller seneste og rikeste delen av Draupneformasjonen av volg-ryazan alder. For å kartlegge dynamiske feller er forståelsen for oljens bevegelser i undergrunnen av vital betydning.
Den østlige siden av nordlige Vikinggrabenen strekker seg fra Stordbassenget over Hordaplattformen og mot Måløyterassen og Mørebassenget. I motsetning til vestsiden av grabenen, hvor det i hovedsak er funnet olje, er det på østsiden gjort store funn som inneholder både olje og gass (Troll-feltet og Oseberg-feltet), mange mindre oljefunn (Brage, Veslefrikk og senere flere funn i kvadrant 35) og rene gassfunn som Agat og Peon. Det er også gjort mange mindre kombinasjonsfunn og flere kondensatfunn. Dette indikerer at migrasjonshistorien på østsiden av grabenen er mer komplisert med flere ulike petroleumsfaser som har migrert på samme tid i flere ulike nivåer.

Komplisert migrasjonshistorie
På østflanken av Vikingrabenen og i Sogngrabenen er det påvist et ca. 50 meter tykt intervall i Heatherformasjonen av callovisk alder som kan ha kapasitet til å generere olje, i tillegg til at resten av Heatherformasjonen har et stort gasspotensial. Dette fører til at gass kunne genereres før, samtidig og etter oljegenerering. I kombinasjon med mange gode reservoar og flere tektoniske faser, er det derfor veldig vanskelig å kartlegge og følge bevegelsene av olje og gass i området.
Dette er godt beskrevet og dokumentert for Troll-feltet, hvor den vestlige delen av Troll-feltet først var et rent gassfelt, før olje migrerte inn fra to ulike retninger og ble fanget under gasskolonnen. Senere hevning i øst endret fellen og gass lekket ut av feltet og inn i det som er Troll Øst gassprovins i dag, mens oljen beveget seg hovedsakelig vertikalt for å fylle tomrommet etter gassen og beveger seg i dag sakte østover for å komme i likevekt. Det tar vesentlig lengre tid for oljen å komme i likevekt enn for gassen som har lavere viskositet. Dette åpner for dynamiske feller som en ny letemodell i denne delen av Nordsjøen. En tilsvarende endring av feller er sannsynlig i området nord for Snorre-feltet.
I løpet av de siste fem-seks årene har det blitt gjort en rekke nye funn nord for Troll-feltet i sandsteiner som er tidsekvivalente med Heatherformasjonen, samt i sandsteiner av kritt alder i Agat-området. Felles for alle disse funnene er at de er utfordrende å kartlegge, siden reservoaret består både av reavsatte sander fra lokale kilder og delvis eroderte lagpakker. Dette gir relativt små impedansekontraster, og det er vanskelig å skille de ulike lagpakkene. Bredbåndsdata med større bidrag fra den lavere delen av frekvensspekteret fører til en avbildning som gir hver enkelt del av lagpakken en egen signatur som igjen gjør det lettere å skille de fra hverandre (se foregående sider). Dette forbedrer og forenkler kartleggingen i området og vil være av stor betydning for den neste fasen av utforskning i den nordlige delen av Vikinggrabenen.
På jakt etter dynamiske feller
Selv om de største funnene i området ble gjort ved hjelp av gammel 2D-seismikk, er ressursene fra disse feltene senere økt betydelig grunnet kombinasjonen av de mest avanserte geofysiske metoder som finnes, geologisk forståelse og utvikling av avansert boreteknologi. De nyere funnene ble kartlagt ved hjelp av konvensjonell 3D, men det har vist seg vanskelig å avgrense dem basert på denne typen data.
Dette er bakgrunnen for at det i dag samles inn nye data i Horda-området med CGGs siste teknologi innenfor bredbåndsseismikk. Kombinasjonen av BroadSeis® og BroadSource® gir vesentlig bedre avbildning av både de grunne og dypere deler av lagpakken. Dette vil gjøre det enklere å kjenne igjen rester av erosjonsrelieffet fra reavsatte sander samt å kartlegge de storskala tektonikkbevegelsene.
Mange ser på petroleumsfeller i et statisk perspektiv, og at disse derfor er stabile over tid. I Nordsjøen kan denne misoppfatningen skyldes at mange av dagens felt ble fylt med olje fra Draupneformasjonen som en effekt av den raske innsynkningen i den siste delen av kvartær.
Mange geovitere er vant til å se oljefeltene på seismikk hvor den vertikale skalaen typisk er overdrevet 4-10 ganger i forhold til den horisontale. Dersom en ser for eksempel Troll-feltet i samme vertikale og horisontale skala er det som en skål som er 30 centimeter bred men kun 3 millimeter høy, da blir det lettere å forstå at det ikke skal store vertikalbevegelser til før noe renner ut av skålen. Når en skal lete etter dynamiske feller i tillegg til konvensjonelle feller, er det nødvendig å forstå den sene tektonikken i hele området, og da trenger vi data med høy oppløsning i den yngste delen av lagpakken.
Det nye datasettet dekker nesten 20 000 kvadratkilometer og gjør det mulig å kartlegge Horda-området med en mye større nøyaktighet enn tidligere, hvoretter nye letemodeller kan utvikles. Basert på eldre 3D-data har flere selskaper forsøkt å kartlegge og forstå sandavsetningene i Agat-området (opprinnelig funnet av Saga Petroleum i 1980), men det har vist seg vanskelig med konvensjonelle 3D-data.
De nye bredbåndsdataene gjør oss imidlertid mer optimistiske enn noen gang med tanke på å kartlegge disse systemene og å forstå hvordan de ble fylt med gass. I dag har vi bare tilgang på foreløpige bredbåndsdata i dette området, og endelige data er ikke ferdige før i 2015. De foreløpige dataene er imidlertid vesentlig bedre enn selv nye konvensjonelle data, og vi klarer å kartlegge sekvenser vi ikke kunne avbilde tidligere. Dette gjør igjen at vi tror ressursene skal kunne kartlegges mye bedre nå enn hva vi kunne med eldre data. Om ressursene er kommersielle eller ikke, gjenstår selvsagt å se.
Bredbånd nye muligheter
Vi ser at større båndbredde i de seismiske dataene forbedrer avbildningen av sedimentene. I kombinasjon med et enhetlig datasett over et stort område, åpnes nye muligheter for leting etter dynamiske petroleumsfeller.
Vi vet at det foregår migrasjon av petroleum innenfor området i dag og at den har pågått i flere titalls millioner år. Det store spørsmålet er derfor: «Hvor er all oljen som var i gårsdagens feller?». De nye dataene i Horda-området vil bringe oss mye nærmere svaret på dette spørsmålet.

COMMENTS

WORDPRESS: 0
X