Store petroleumsforekomster i tette reservoar
KAPITTEL 3: TEKNISK POTENSIAL
Det fins store forekomster av olje og gass i tette reservoarsoner som er utfordrende å produsere. Dette gjelder blant annet de dypt begravde (over 4 000 meter) reservoarbergartene i Sentralgraben og Vikinggraben i Nordsjøen og på Haltenterrassen i Norskehavet. Satsing på ny og forbedret teknologi vil være viktig for å øke produktiviteten i disse utfordrende reservoarene, og dermed gjøre lønnsom utvinning mulig.
Høyt trykk, høy temperatur og sementering som følge av økende dyp, bidrar til at utvinningen fra tette reservoar blir komplisert. I enkelte tilfeller kan sandstein ha godt bevart porøsitet og permeabilitet, til tross for store dyp. Årsaken til dette kan være forekomster av kloritt og kaolinitt, som hindrer kvartssementering. Smørbukkforekomsten og 6406/2-1 Lavrans er eksempler på felt og funn i Norskehavet der kloritt har bidratt til god reservoarkvalitet.
Vekslingen mellom soner med kvartssementering og kloritt er en utfordring i tette reservoar. Som regel vil det være vanskelig å få til en pålitelig kartlegging av utbredelsen av de gode sandene i reservoaret. God forståelse av avsetningsmiljø er viktig for å kunne forutsi både de høy- og lavpermeable sonene på best mulig måte.
(A) Sandstein med kvartssementering som har lav permeabilitet og (B) sandstein hvor kloritt er blitt utfelt før sementering og hvor sandsteinens permeabiliteten er bevart. Bilde: Statoil
En utfordring som kan oppstå i lavpermeable gasskondensatfelt, er kondensatblokkering. Når reservoartrykket faller (til under duggpunktet), vil kondensat felles ut, og det blir en opphoping av væske rundt brønnen. Dette reduserer gassens relative permeabilitet og medfører dårligere strømningsegenskaper i reservoaret som kan gi dårligere brønnproduktivitet. Enkelte reservoarsoner med lav permabilitet på HTHT-feltet (høy temperatur høyt trykk) Kristin har utfordringer med akkurat dette.
OMRÅDER
Klikk på kartene for å se de ulike sonene.
Norskehavet
|
HTHT-kart over Norskehavet. Felt og funn som ligger i høytrykksregimet i jura antas å ha store gjenværende ressurser i tette reservoarsoner. |
Langs den vestlige delen av Haltenterrassen i Norskehavet ligger det flere funn og felt som helt eller delvis består av tette sandsteinsreservoar. Disse funnene og feltene ligger hovedsakelig i områder med høyt trykk og høy temperatur (HTHT) som vist på kart 1. Store deler av reservoarbergartene her antas å ha tette soner som følge av kvartssementering. Reservoarbergartene er hovedsakelig av jura alder og ligger dypere enn 4000 meter i de geologiske formasjonene Åre, Tilje, Tofte, Ile og Garn. Eksempler på funn og felt med tette sandsteinsreservoarer er 6406/9-1 Linnorm, 6506/6-1 Victoria og Kristin. Tilstedeværende ressurser anslås å være 300-450 millioner Sm3 oljeekvivalenter i disse tre forekomstene, hvorav så mye som 250 millioner Sm3 oljeekvivalenter antas å ligge i tette reservoarsoner. I Ile, Tofte og Tiljeformasjonene på 6406/2-1 Lavrans, har opptil 30 prosent av reservoaret permeabiliteter mellom 0,01 og 0,1 mD. Garnformasjonen regnes som tett på 6406/2-1 Lavrans. I Smørbukkforekomsten anslås det å være store ressurser i tette reservoarsoner i øvre og midtre del av Tiljeformasjonen. |
Sørlig del av Nordsjøen
|
Kart over den sørlige delen av Nordsjøen, som viser funn og felt med store gjenværende ressurser i tette krittreservoarer. |
I Sentralgraben i den sørlige delen av Nordsjøen ligger det store ressurser i tette krittreservoar (kart 2). Utvinning fra funn og felt i disse områdene møter noen av de samme utfordringene som i Norskehavet. Permeabiliteten i krittavsetningene er svært lav, og for å produsere herfra er det ofte nødvendig med oppsprekking av bergarten. Tor, Albuskjell, Edda og Valhall er eksempler på felt som har store gjenværende ressurser i tette krittreservoar. Det er anslått at opprinnelig tilstedeværende ressurser i disse fire feltene til sammen ligger på om lag 800 millioner Sm3 oljeekvivalenter. Reservoarene i de nedstengte feltene Tor, Albuskjell og Edda består av Tor- og Ekofiskformasjonen, som veksler mellom tette og moderat porøse lag. Opprinnelig tilstedeværende ressurser på feltene er estimert til om lag 300 millioner Sm3 oljeekvivalenter. Da feltene ble stengt var utvinningsgraden mellom 20 og 30 prosent. De tette reservoarsonene ligger hovedsakelig i Ekofiskformasjonen. OD anslår at mesteparten av oljen som nå er produsert fra Tor og Albuskjell kom fra Torformasjonen, som er enklest å produsere fra. OD antar at det ligger store gjenværende ressurser i Ekofiskformasjonen. Valhall-feltet produserer fra formasjonene Tor og Hod. Torformasjonen har høyere permeabilitet og produserer bedre enn Hodformasjonen. Opprinnelig tilstedeværende ressurser på feltet er anslått til å ligge i overkant av 500 millioner Sm3 oljeekvivalenter og utvinningsgraden er ca. 35 prosent (RK 0-2) |
Nordlige del av Nordsjøen
|
Kart 3 viser utstrekning av øvre del av Shetlandsgruppen i nordlige Nordsjøen. Tolkningen er modifisert fra TGS sin programvare FMB. |
Det fins også tette reservoar i Shetlandsgruppen som ligger over hovedreservoaret på Gullfaks- og Oseberg-feltene (kart 3). I 2015 godkjente myndighetene en endret plan for utbygging og drift på Gullfaks-feltet. Planen er blant annet å produsere den forekomsten som er påvist i Shetlandgruppen. Tilstedeværende ressurser i Shetlandsgruppen på Gullfaks- og Oseberg-feltene er estimert til å ligge mellom 100-800 millioner Sm3 oljeekvivalenter. Utvinning fra disse bergartene har vist seg å være utfordrende og utvinningsgraden er svært lav. å Edvard Grieg-feltet på Utsirahøyden er det påvist produserbare hydrokarboner i grunnfjellet. Grunnfjell består i utgangspunktet av harde og tette bergarter, men i dette området er det mer porøst og gjennomsatt av sprekker som følge av forvitring og tektoniske bevegelser. Hydrokarboner har deretter migrert inn i grunnfjellet. |
Mer teknologiutvikling kan sikre verdiskapingen
OD har tidligere utført en studie på et gassfunn med tett reservoar i Norskehavet. Resultatet fra studien viser at dreneringspunkter ved hydraulisk oppsprekking spredt i hele reservoaret vil være nødvendig for å produsere effektivt fra dette funnet. Hydraulisk oppsprekking er en metode som går ut på å sprekke opp et reservoar ved å injisere vann og kjemikalier.
På Åsgard-feltet er det tette soner i Tiljeformasjonen på Smørbukk, og på Smørbukk Sør regnes deler av Garnformasjonen som tett. Det har tidligere vært brukt hydraulisk oppsprekking for å øke produktiviteten på Smørbukk.
I tillegg er Åsgard det eneste feltet på norsk sokkel som har prøvd ut den norske teknologien «Fishbone». Dette ble gjort i en tett reservoarsone på Smørbukk Sør. Smørbukk Sør ble funnet i 1985, men på grunn av lavpermeable soner ble det tidligere vurdert som ulønnsomt å hente opp ressursene. Under testing av teknologien ble ca. 150 «fiskeben» med diameter på 12 millimeter boret 10-12 meter ut av brønnløpet ved hjelp av roterende turbiner.