Ser små prospekter med vertikal 3D EM

Et lite, uboret prospekt ligger og venter på oljeselskaper som tør å satse på ny teknologi.

Hvor lite kan et olje- og gassfelt være for å bli sett av EM-data?

– Vi pleier å si at det må være ca. én km bredt, men vi har indikasjoner som tyder på at vi kan se hydrokarbonakkumulasjoner som er enda smalere, svarer Aslak Myklebostad, Global Sales & Marketing Director i PetroMarker

Spørsmålet skyldes prospektet Zumba som Tullow Oil boret i 2015. Prospektet var de-risket med AVO-studier som viste kraftige anomalier. EM-data ble imidlertid ikke samlet inn. En mulig årsak kan være at prospektet var for smalt, og at det derfor ikke ville være mulig å se eventuelle hydrokarboner. Nå mener PetroMarker at de har utviklet en teknologi som kunne ha blitt benyttet i dette spesielle tilfellet.

– Surveyen vi gjorde over det nordligste segmentet av Midgard-feltet på Haltenbanken i fjor (GEO 05/2017: «Godt egnet for nærfeltleting») viser tydelig at vi kan detektere små akkumulasjoner av olje og gass. For nærfeltleting, der det nettopp dreier seg om små feller, er dette verdifullt, mener Myklebostad.

Aslak Myklebostad (t.v.) og Svein Ellingsrud foran de nye nodene laget for 3D. De er 4-5 meter høye, veier 260 kg og er derfor er mye lettere å sette i operasjon enn da selskapet opererte med 12 meter høye og 8 tonn tunge noder som var ment for 1D-teknologi.
Foto: Halfdan Carstens

Svein Ellingsrud, Chief Technical Advisor i PetroMarker, forklarer dette med at PetroMarkers teknologi baserer seg på vertikale CSEM havbunnsnoder, og til forskjell fra den teknologien som både EMGS og PGS tilbyr, er både sendere og mottakere stasjonære under registreringene. Ved hver mottaker posisjoneres senderen like ved, og gjentatte pulser skal sikre god kvalitet på datainnsamlingen.

– Dataene vi samlet inn over Midgard dokumenterer påstanden om at vår nyutviklede 3D-teknologi virker. Surveyen over Midgard var en syretest. Anomalien kan ikke bortforklares, sier Ellingsrud.

– Ikke nok med det, vi har indikasjoner på at teknologien også kan virke for reservoarmonitorering, fremholder mannen som gjennom mer enn 15 år har vært med på utviklingen av CSEM-teknologien, først i Statoil, deretter i EMGS, og nå altså i PetroMarker.

– Til forskjell fra seismikk, som baserer seg på akustiske hastigheter, og som derfor ikke er følsom for endringer i vannmetning, er det motsatt for CSEM som baserer seg på bergartenes elektriske ledningsevne. Poenget er at når det etter en tid med produksjon er mindre olje og gass i reservoaret, vil bergartens resistivitet avta, og dette vil CSEM-data kunne se, forklarer Ellingsrud.

CSEM-teknologien er omstridt. Det finnes fortsatt geologer og geofysikere som ikke har latt seg overbevise om teknologiens fortreffelighet, eller som mener et metoden fortsatt er beheftet med mange usikkerheter. AVO har derfor forblitt den foretrukne de-riskingmetoden i leting. Leverandørene av CSEM-teknologien strever med å overbevise oljeselskapene om at de må vurdere prospektene med bruk av forskjellige typer teknologi, ikke bare seismikk.

PetroMarker er på sin side godt fornøyd med hva de har vist på Midgard-feltet. Som en bonus for interesserte kan de tilby et datasett med spennende anomalier ikke langt fra eksisterende infrastruktur.

– Nå er det opptil oljeselskapene å gripe sjansen, samstemmer Aslak Myklebostad og Svein Ellingsrud, begge pådrivere for å ta i bruk nye og innovative metoder i letingen etter de gjenværende olje- og gassressursene.

Det viktigste fra de siste dagene

PGS to collect plastic

Sjødeponi bedre enn landdeponi

Kan ikke sprenges bort


geo365 Nyhetsbrev



0 Comments