Alvheim-feltets undergrunnsteam på ekskursjon for å studere den verdensberømte «Chalufy-onlappen» i de franske alpene. Blotningen viser hvor turbidittsand-avsetningene brått terminerer mot skråningen som danner begrensningen av sedimentbassenget. Geologene regner derfor dette som en god analog for noen av turbiditt-sekvensene i Alvheim-feltet. Foto: Aker BP

Betydelig mer enn antatt

Oljefeltet Alvheim føyer seg inn i den lange rekken av felt på norsk sokkel hvor det blir produsert mer enn opprinnelig anslått før oppstart.
«Teamet på Alvheim-feltet har gjort en fantastisk jobb»
Gro Haatvedt
Senior VP Exploration, Aker BP
GEO 01/2017

Én geolog, én geofysiker, to reservoaringeniører, samt én petrofysiker og én operasjonsgeolog på deltid, alle ved operasjonskontoret i Stavanger, med tillegg av noe prosjektbasert støtte fra hovedkontoret i Oslo, er sammen ansvarlig for å produsere 65 000 fat olje per dag.

– Lav bemanning er en arv fra Marathon, og prinsippet passer godt inn i strategien til Aker BP, forteller Andor Hjellbakk, ledende geolog på olje- og gassfeltet Alvheim.

Inntil for snart tre år siden var Marathon operatør på Alvheim. Det norske overtok rollen etter oppkjøpet av Marathon Oil Norge i 2014, før operatørskapet i fjor ble overdratt til Aker BP, etter sammenslåingen av Det norske og BP.

Hjellbakk har vært med hele veien siden undergrunnsorganisasjonen ble flyttet fra Aberdeen til Stavanger i 2011, og han har nå altså ansvaret for det geologiske arbeidet på feltet.

Skaper verdier

Arbeidet knyttet til oljeleting gis mye oppmerksomhet, særlig når det gjøres store og spektakulære funn. Men i oljebransjen finnes en omfangsrik «underskog» av eksperter på geologi, geofysikk og petrofysikk som har til oppgave å optimalisere produksjonen og maksimere reservene fra i overkant av 80 produserende olje- og gassfelt på norsk sokkel. Til tross for at dette arbeidet gis relativt lite oppmerksomhet i media, bidrar det til at feltene på norsk sokkel i snitt har en svært høy utvinningsfaktor. De som jobber med dette har altså avgjørende innflytelse på å maksimere verdien av olje- og gassformuen vår.

Over forventning

– Alvheim-feltet er en suksesshistorie, sier Hjellbakk.

Han er tydelig stolt på vegne av teamet og berømmer samtidig tidligere kollegaer i Marathon, inkludert gruppen av ikke-norsk personell i Aberdeen som la grunnlaget for suksessen. Men også partnerne Lundin og ConocoPhillips, og i senere tid også rettighetshaveren på britisk side, Verus Petroleum, får skryt for sine verdifulle bidrag til feltutviklingen. Uten dyktige og engasjerte partnere hadde denne jobben blitt mye vanskeligere.

Alvheim hører med i kategorien felt på norsk sokkel som produserer langt mer enn det som var forventet da utbyggingen ble besluttet, altså da det ble levert en Plan for Utbygging og Drift (PUD).

Det meste ekstreme eksemplet på økning i reserver er Troll-feltet. Der har det blitt produsert fire ganger så mye olje som antatt i PUD. Produksjonsforbedringen på Ekofisk-feltet er også overraskende stor. Opprinnelig var ambisjonen å ta opp 18 prosent av oljen. I dag er målet mer enn 50 prosent.

– Da PUD ble levert i 2004 ble reservene i Alvheim anslått til 148 millioner fat olje. Ved utgangen av 2016 – knapt ni år etter oppstart – var det imidlertid produsert så mye som 208 millioner fat. Men ikke nok med det, feltet vil fortsette å produsere til langt ut på 2030-tallet.

– Det er mange grunner til at produksjonen er større enn forventet, men kort oppsummert dreier det seg om at vi borer flere og lengre brønner basert på en kombinasjon av teknologiutvikling, innovative boreprogram og bedre geologisk forståelse, forklarer Hjellbakk.

– Hver gang vi borer en brønn prøver vi å optimalisere slik at siste dråpe olje i et område blir produsert.

Alvheim

«Alvheim har produsert over forventning, og det har vært en gradvis økning i ressursene som et resultat av tilleggsbrønner», kan vi lese på nettstedet norskpetroleum.no.

Alvheim er et olje- og gassfelt i den sentrale delen av Nordsjøen. Feltet omfatter 4 separate akkumulasjoner: Boa, Kameleon, Kameleon Øst og Kneler. Boa ligger delvis i britisk sektor. Feltet er bygget ut med havbunnsbrønner knyttet til et produksjons- og lagringsskip – Alvheim FPSO (se bildet).

Reservoaret består av høyporøs, høypermeabel sandstein tilhørende Heimdalformasjonen av paleocen alder. Sanden ble avsatt som undersjøiske viftesedimenter og ligger på om lag 2100 meters dyp.

© Aker BP

I tillegg nevner Alvheim-teamet viktigheten av å ha en ledelse som ikke er redd for å støtte og foreslå bruken av nye løsninger, og som responderer raskt på gode forslag.

I dag produseres det fra 31 brønngrener i en kombinasjon av enkle, samt 2- og 3-grens brønner. I 2015/2016 ble det boret nye brønner på 3 av strukturene, hvor den tri-laterale – altså 3-grenede – BoaKamNord-brønnen er den mest imponerende. Brønnen har en samlet lengde i reservoaret på hele sju km, og har produsert 5.6 millioner fat i løpet av sine ni første måneder.

Nye brønner, også multilaterale brønner, er stadig under planlegging. Én enkel og én multilateral brønn er allerede godkjente for Boa-strukturen og vil bli påbegynt sommeren 2017, mens det parallelt jobbes med plassering av én eller flere nye brønner på Kameleon-strukturen. Men boremålene blir naturlig nok mer og mer krevende, og forståelse av hvor de siste målene befinner seg viktigere og viktigere.

Teamet hviler så visst ikke på sine laurbær.

Produksjonsbrønnene på Alvheim-feltet minner om en mangearmet blekksprut når de er projisert på omrisset av de 4 strukturene i Alvheim-feltet. © Aker BP

Seismikk over tid

Den første 4D-seismikken over Alvheim-feltet ble skutt i 2013 og var tilgjengelig for tolkning i 2014. Basert på de gode erfaringene vil det bli samlet inn ny 3D seismikk allerede til sommeren.

– Hensikten med 4D-seismikk er å identifisere endringer i gass-, vann- og oljemetningen som følge av produksjonen. Den informasjonen kan igjen brukes til å oppspore «bortgjemte» lommer med hydrokarboner som produksjonsbrønnene ikke har nådd fram til, og som derfor ikke har blitt drenert, samt se hvordan olje/vann- og gass/olje-kontaktene har flyttet seg i takt med produksjonen, forteller Morten Leonthin som er ansvarlig geofysiker i Alvheim-teamet.

Leonthin opplyser at det er mulig å se endringer i seismikken hvis olje/vann-kontakten har flyttet seg med ca. fem meter, og hvis oljemetningen samtidig er redusert til mindre enn 50 prosent

– Vellykket bruk av 4D-seismikk er én grunn til at vi boret produksjonsbrønnene på rett sted under den siste borekampanjen, og på den måten bidro til en stadig økende utvinningsfaktor på feltet nå som alle de «lette» brønnene er boret.

4D-seismikk betyr 3D-seismikk samlet inn på flere tidspunkt gjennom reservoarets levetid. Utgangspunktet er å kjenne situasjonen i «år null», altså før produksjonen starter, og det er denne tidlige undersøkelsen geofysikerne refererer til som en «base-line survey». Repeterte surveyer på senere tidspunkt vil kunne vise forskjeller i oljemetning i reservoaret over tid. Forklaringen er at reservoarets fysiske egenskaper endres når hydrokarboner erstattes av vann.

Mens selskapet fortsatt var operatør, samlet Marathon inn ny 4D seismikk i 2013. Etter produksjonsstarten fem år tidligere (i 2008), var det da med referanse til surveyen fra 1996 mulig å se effekten av fem års produksjon. I dag er det Aker BP som nyter godt av resultatene, men det er i hovedsak de samme hodene som jobber med feltet nå som den gang.

– Den umiddelbare konsekvensen etter tolkningen av de nye dataene fra 2013 var at vi plasserte flere brønner på andre steder i reservoaret enn opprinnelig tenkt. Konsekvensen er at vi har økt både den daglige produksjonen og de totale reservene, sier Leonthin.

Leonthin forteller at Kneler-strukturen er spesielt godt egnet for 4D-seismikk, mens signalene fra Boa og Kameleon er mer kompliserte fordi det ligger en gasskappe over oljen. Oljesonene fra disse strukturene er også tynne, og utfordringen består i å produsere mest mulig av oljen uten å få med for mye vann eller gass.

Leonthin trekker gjerne fram ett godt eksempel på én brønn som beviselig var styrt av input fra 4D-seismikk.

– Vi boret gjennom vann over en lang strekning. Dataene fra 4D-seismikken fortalte oss imidlertid at segmentet var vannflømmet. Men de fortalte også at det lå olje i bakkant. Derfor fortsatte vi å bore.

– Uten 4D-data ville vi ha avbrutt boringen langt tidligere og gått glipp av denne oljen, fremholder Leonthin.

4D-seismikk

Etter at produksjonen har begynt vil hydrokarboner i reservoaret bli erstattet av vann fra underliggende akvifer. Dette betyr at væskekontaktene mellom vann, olje og gass flytter på seg, hvorpå de fysiske egenskapene i reservoaret endres, og dermed endres også den seismiske signaturen. Differansen mellom de seismiske signalene målt før og etter produksjonsstart brukes så til å estimere de nye hydrokarbonkontaktene. Geologene kan så tolke seg frem til hvilke områder de produserte volumene kommer fra. Ved bruk av 4D-seismikken som ble samlet inn på Alvheim-feltet i 2013, er det mulig å estimere hvordan Alvheims olje/vann-kontakt har flyttet seg etter fem års produksjon. Denne type informasjon er viktig for å forstå dynamikken i reservoaret og for planleggingen av nye produksjonsbrønner.

Ved bruk av 4D-seismikk er det mulig å se hvordan olje/vann-kontakten har flyttet seg etter fem års produksjon. Til venstre (under) ser vi hvordan reservoaringeniørene har beregnet hvor mye olje/vann-kontakten har steget basert på endringer i amplitude etter fem år med produksjon. Til høyre (over) ser vi et eksempel på en flergrensbrønn der det blir produsert fra 2 brønnspor samtidig, og hvordan olje/vann-kontakten har flyttet seg oppover i reservoaret gjennom produksjonsperioden. Illustrasjon: Aker BP

Geologisk feltarbeid

Reservoaret i Alvheim-feltet er bygd opp av sandsteiner avsatt som submarine vifter i sen paleocen tid og tilhører Heimdalformasjonen. Denne type avsetninger er godt kjent fra flere olje- og gassfelt både på britisk og norsk side i Nordsjøen.

– Selv om det er boret rundt 100 km gjennom reservoaret, fordelt på lete-, pilot- og produksjonsbrønner, er dette for nålestikk å regne i den store sammenhengen, så selv om vi har 3D-seismikk er det ikke lett å skaffe seg et godt bilde i 3 dimensjoner, påpeker Hjellbakk

Men for å kunne bygge detaljerte geologiske reservoarmodeller er det viktig å ha en god forståelse av hvordan bergartene i reservoaret ser ut.

Derfor er det vanlig at alle som er involvert i å bygge modeller – særlig geologene – reiser til steder hvor tilsvarende avsetninger kan studeres i landskap og ved blotninger. De klassiske dypmarine avsetningene finnes først og fremst i land som Irland, Frankrike, Spania, Tyrkia, Sør-Afrika, USA og Argentina.

– Men det er også svært nyttig for alle andre som er involvert i utviklingen av feltet å få et visst inntrykk av hvordan de sedimentære bergartene i reservoaret ser ut, det være seg geofysikere, reservoaringeniører, produksjonsingeniører og boreingeniører.

For boreingeniørene er det for eksempel en stor fordel å ha lagt hånden på de bergartene de styrer borkronene gjennom, og for de som har ansvaret for produksjonen gir det en ekstra dimensjon å ha «vandret inne i reservoaret» og blitt godt kjent med den type bergarter som oljen kommer fra.

– Vi er opptatt av å dra i felt slik at alle som jobber med produksjoen får anledning til å se hvordan reservoarbergarten ser ut «i virkeligheten». Det er alltid nyttig å få en følelse av geometrien samt å se på forholdet mellom sand og skifre, fremholder Hjellbakk.

Ekte «multi-disciplinary team work». En gruppe bestående av geologer, reservoaringeniør, petrofysiker, boreingeniør, kompletteringsingeniør og produksjonsingeniør, som alle jobber Alvheim-feltet, deltok i fjor på en ukes feltarbeid i Spania for å lære mer om hvordan reservoaret ser ut. I bakgrunnen ser vi dypmarine sandsteiner. Foto: Aker BP

Det enkle var det beste

På Alvheim-feltet har Aker BP funnet løsninger som er like geniale som de er enkle. Én av produksjonsbrønnene ble for eksempel boret gjennom oljereservoaret på Kneler-strukturen der det er 2 soner med forskjellige trykk, og det som så ut til å være en skuffelse ble snudd til noe positivt.

– Den øverste sonen hadde en horisontal produsent som produserte fra et stort oljevolum, men trykket falt fordi en tynn og tett leirstein mellom det oljefylte reservoaret og vannsonen gjorde at det var dårlig kontakt med akviferen under, forteller reservoaringeniør Kåre Langaas.

Under skiferen lå en oljesone som var så tynn at det var på grensen til at det var økonomisk forsvarlig å hente ut den lille «skvetten» som lå der. En produsent ble likevel boret inn i dette laget. Da reservoaret «var tomt», ble brønnen konvertert fra en oljeprodusent til en injeksjonsbrønn mellom nedre og øvre sone, hvor vann strømmet naturlig fra den nedre sonen og ga trykkstøtte til sonen over (såkalt kryss-strømning). Oljeproduksjonen økte deretter med nær 4000 fat/dag pga. denne spesielle vanninjektoren, og modellene sier også at dette ga økte reserver. Sammenlignet med å bore en tradisjonell vanninjektor ble dette en billig løsning.

– Det er antagelig første gang dette er gjort i Nordsjøen, og metoden bør absolutt vurderes i andre reservoarer med dårlig trykkstøtte, sier Langaas.

Statisk og dynamisk reservoarmodellering

Den type forståelse som reservoargeologene får ved å studere formasjonene i felt benyttes når det skal bygges 3-dimensjonale geologiske datamodeller av reservoaret.

Første skritt i denne prosessen er å «gjenskape» avsetningene på datamaskinen, for deretter å konvertere den geologiske modellen til et format som reservoaringeniørene kan simulere og planlegge med.

Modellenes formål er å gi en statisk beskrivelse av reservoaret før produksjonen og en dynamisk beskrivelse under produksjonen.

– Slike modeller er helt nødvendig for å estimere reserver og ta avgjørelser med henblikk på hvordan felt skal bygges ut og produseres, samt hvor produksjonsbrønnene må ligge, forklarer Kåre Langaas som har vært ledende reservoaringeniør i Alvheim-teamet siden 2012, men som nå forlater gruppen og går inn i en rolle som sjefsreservoaringeniør for hele reservoarutviklingsavdelingen i Aker BP.

– I den statiske reservoarmodellen, som geologen lager, deles reservoaret inn i celler, hvor hver celle er 50 x 50 x 1 m, målt i lengde, bredde og høyde. Disse cellene fylles med litologi (sand, skifer) som igjen får tildelt «realistiske» petrofysiske parametere som porøsitet, permeabilitet og vann/oljemetning, estimert fra brønndata.

Denne statiske geomodellen blir så justert (oppskalert) og forenklet for bruk i reservoaringeniørenes arbeid med å simulere strømmen av væsker i reservoaret. Reservoarsimuleringen oppdateres jevnlig etter hvert som nye data blir tilgjengelig, og en viktig input er produksjonshistorien, altså hvor mye olje, gass og vann som kommer fra de forskjellige delene av reservoaret.

Øverst ser vi et eksempel på en statisk modell hvor griddet følger antatt geologiske lagdeling. De to nedre bildene viser to versjoner av en dynamisk modell med ortogonale grid. Rødt = gass; grønt = olje; blått=vann. Vannet «koner» opp mens gassen «koner» ned mot produksjonsbrønnen. For modeller av tynne oljesoner så er ortogonale grid praktiske, men risikoen er at geologiske detaljer kan gå tapt i oppskaleringen. Illustrasjon: Aker BP

Maksimerer reservene

En av reservoarteamets oppgaver er å sørge for å få mest mulig hydrokarboner ut av reservoaret. Da feltet ble satt i produksjon i 2008 ble utvinningsfaktoren beregnet til 29 prosent. I dag snakker operatøren om at det bør være mulig at få opp 41 prosent av all oljen og gassen som opprinnelig var til stede i reservoaret.

– Det viktigste vi har gjort innenfor IOR (Increased Oil Recovery) er å bore flest mulig meter i reservoaret, samt å få alle meterne til å bidra, forteller Langaas.

Mye av Alvheim-feltets olje ligger i tynne oljesoner hvor både vann og gass «koner» inn tidlig. Den beste løsningen på dette problemet er å bore mange og lange horisontale brønner. Videre er det viktig å få jevn og riktig produksjon langs hele reservoarseksjonen og å plassere brønnen på rett dyp. Marathon Oil Norge sine brønneksperter var tidlig ute med å bruke sandskjermer og ICD-teknologi (Inflow Control Device) som sørger for at oljen strømmer inn i de horisontale brønnene langs hele brønnens lengde, selv om det er store forskjeller i permeabilitet i reservoaret.

– Vi har i 2015 og 2016 brukt mye ressurser på å kvalifisere autonome (dvs. selvregulerende) innstrømningsventiler for Alvheim. De kan hjelpe å strupe tilbake uønsket gass og vann og har blitt installert i den sist borede Alvheim-brønnen, forklarer Langaas.

Langaas forteller videre at noe av det kjekkeste med utfordringene på Alvheim har vært å kunne jobbe systematisk med å forbedre modelleringen av den nedre delen av brønnkompletteringen og deretter oppleve at det har resultert i gode resultater.

– Det gode og tette samspillet med bore- og brønningeniørene er en viktig del av suksessen på Alvheim. Selvsagt har vi hatt vår del av nedturer også, men vi har reist oss og forbedret risikoforståelse og gjennomføringsevne steg for steg.

Inntil ganske nylig var det vanskelig å estimere bidraget fra forskjellige reservoarsoner, men med bruk av sporstoff («tracere») har dette analysearbeidet blitt mye enklere.

– Teknologien går ut på å montere kjemiske sporstoffer inne i noen utvalgte sandskjermer. Den produserte væsken drar så med seg sporstoffene når den flyter fra formasjonen og inn i produksjonsbrønnen. De ulike kjemiske signaturene i den produserte væsken forteller da hvor væsken har strømmet inn, og dermed hvilke soner som bidrar, forklarer Langaas.

– Dette er en viktig tilbakemelding på om brønnen fungerer som planlagt, presiserer han.

Et verktøy som Alvheim-teamet har hatt god nytte av er et «Deep resistivity tool». Den gjør det mulig å «se» 20-30 meter inn i formasjonen og brukes i første rekke til å styre brønnene til å ligge så nær toppen av reservoaret som mulig, samt for å unngå å bore inn i overliggende ustabil Lista skifer som kan føre til kollaps av borehullet. Dette verktøyet har i all hovedsak vært svært nyttig der det er store kontraster i reservoaret. I den siste brønnen på Alvheim fikk reservoarteamet verifisert god produksjon ved hjelp av tracere fra tåen hele 6200 meter inne i brønnen (rød stjerne i figuren). Illustrasjon: Aker BP