Bedre utnyttelse av seismikk

Seismikk kan brukes til mer enn strukturgeologisk kartlegging. Reservoarmodellering for eksempel.

Mange av reservoarene på norsk sokkel har en komplisert oppbygning. Sandlag og skifre i hyppig veksling er ganske vanlig. På Snorrefeltet består reservoaret for eksempel av sandsteiner avsatt i elvekanaler, stablet oppå hverandre i et nokså uregelmessig mønster. Et borhull som skjærer gjennom slike elveleier, som i sin tid buktet seg utover brede elvesletter, vil derfor ikke fortelle stort om forløpet til elvekanalene ved siden av borehullet.

For geologene som skal forsøke å beregne volumet av disse sandenhetene, samt få et begrep om porøsitet og permeabilitet, er det helt nødvendig å danne seg et bilde av hvordan denne stabelen med elvesand ser ut i tre dimensjoner. Bare på den måten kan de bergene hvor mye olje og gass reservoaret inneholder. Produksjonsingeniørene som skal planlegge olje- og gassproduksjonen fra et slikt virvar av “minireservoarer” trenger også slik forståelse.

 Reservoarmodellering

3-D seismikk har etter hvert blitt et vanlig verktøy for å kartlegge undergrunnen og utrede den tredimensjonale oppbygningen av hele lagrekken rundt et oljefelt. Dette er tradisjonell strukturgeologisk kartlegging. Men de seismiske dataene inneholder mye mer informasjon som kommer til god nytte: Ved å analysere og utnytte amplitudeinformasjonen, kan geofysikerne tilby en metodikk som gir et langt sikrere bilde av fordelingen av skifer og sand i reservoarene. Det gir også mulighet for å si noe porøsiteten i sandlagene, og endog hva slags væske porene er fylt av. Kort sagt: De kolossale mengdene med data som seismikken inneholder kan geofysikerne benytte til å utvikle en tredimensjonal reservoarmodell som både geologer og ingeniører har god nytte av.

Geofysiker Jan Helgesen har syslet med slike problemstillinger siden han begynte å arbeide med reservoarmodellering på Snorre for Saga Petroleum i 1995. Han er nå leder for en enhet i StatoilHydro som kalles “Seismisk prosessering og avbildning”, og han er initiativtaker til et seminar som skal holdes i Stavanger 15. april i år. Temaet er “Integration of seismic information in geo-modelling”. En fritt omskrevet norsk versjon kan være “arbeidsflyt fra seismikk til reservoarmodell”.

Det er fullt ut mulig å utnytte de enorme mengdene med data om undergrunnen som faktisk fins i de seismiske dataene. Til det trenger vi dyktige geofysikere som kan teorien og liker matematiske likninger. Heldigvis er det mange slike rundt omkring. Illustrasjon: StatoilHydro

Det er fullt ut mulig å utnytte de enorme mengdene med data om undergrunnen som faktisk fins i de seismiske dataene. Til det trenger vi dyktige geofysikere som kan teorien og liker matematiske likninger. Heldigvis er det mange slike rundt omkring.
Illustrasjon: StatoilHydro

Rock Physics Template

– Et element i denne arbeidsflyten er noe vi kaller “Amplitude Versus Offset”-inversjon eller AVO-inversjon, forteller han, og gir en etter hvert en svært forvirret GEO-skribent en innføring i det som vel skal forstås som elemetær bølgeteori. Men vi oppfatter i hvertfall at den seismiske amplituden, altså refleksjonsstyrken for et seismisk signal, gir informasjon om et nytt fagbegrep: akustisk impedans eller AI. Jan introduserer også forholdet mellom trykkbølgehastighet (vp) og skjærbølgehastighet (vs).

– Disse to parametrene – AI og vp/vs – er den seismiske input i vår analyse. Det har vist seg at de har en sammenheng med bergartenes og fluidenes egenskaper. Denne sammenhengen fremgår av et diagram vi kaller Rock Physics Template der AI utgjør x-aksen og vp/vs y-aksen. I dette diagrammet vil skifer plotte langs en kurve og vannfyllt sand langs en annen kurve. Inneholder sanden hydrokarboner, vil den plotte langs en tredje kurve. En Rock Physics Template definerer derfor en slags mal for sammenhengen mellom seismikk og geologi.

Et ytterligere hjelpemiddel som etter hvert har blitt nærmest standard for alle produserende felt på norsk sokkel, til tross for at det ikke vært i praktisk bruk mer enn de siste ti årene, er 4D (firedimensjonal seismikk). Den fjerde dimensjonen er tid. Det går enkelt sagt ut på å gjenta seismisk innsamling etter et tidsintervall, f.eks. 2-3 år, med så like betingelser som mulig. Endringer som registreres siden forrige innsamling gjenspeiler derfor at noe har skjedd i reservoaret – nemlig drenering av hydrokarboner. Fluidenes egenskaper vil forandres over tid, og templaten kan brukes til å tolke utviklingen av den fluide fasen. Viser det seg for eksempel at gass og olje i reservoaret er erstattet av vann, betyr det at reservoaret er tømt.

Arbeidsflyt

– Utviklingen av 4D og AVO-inversjon har i realiteten gått rimelig raskt, ti år er ikke så lang tid. Disse teknologiene betraktes allikevel som modne, og de har gitt oss svært gode verktøy i forbindelse med reservoarstyring og effektivisering av produksjonsprosessene, mener Jan.

– De danner grunnlaget for en arbeidsmetode der vi følger et “arbeidsflytskjema” som starter med innsamling av seismiske data. Neste ledd er prosessering av dataene. Både innsamling og prosessering må være av førsteklasses kvalitet for at vi skal klare å bestemme egenskapene kvantitativt under de etterfølgende stegene.

– I trinn tre gjøres de omtalte inversjonsanalysene der formålet er å anslå de fysiske egenskapene til bergartene og væskefasene. I de omtalte Rock Physics Templates oppsummeres sammenhengen mellom disse fysiske egenskapene og de seismiske parametrene. Data fra brønner inngår i analysen for å kalibrere modellen. Templaten gir oss mulighet til å kvantifisere fysiske egenskaper som lithologi, porøsitet og væskeegenskaper, forklarer Jan.

Riktigere reservoarmodell

I virkeligheten er ikke dette en lineær prosess, der de forskjellige elementene utføres i en nøye fastlagt rekkefølge, inntil det i andre enden kommer ut en fullkommen beskrivelse av reservoarets egenskaper.

– Vi må stadig gjøre sløyfer tilbake i prosessen, raffinere analysene og forbedre dataene som puttes inn, f. eks. fra nye brønner i området, presiserer Jan.

Sluttproduktet i denne arbeidsflyten er imidlertid en reservoarmodell som gir et langt riktigere bilde av forholdene i undergrunnen enn det man på tradisjonell vis kunne oppnå. Resevoargeologene er fornøyd med å ha fått sikrere data for å beregne hvor mye olje og gass det er i reservoaret, og produksjonsingeniørene har fått et bedre grunnlag for å planlegge en effektiv boring og produksjon sammen med boreingeniørene.

– Vi som jobbet med Snorre-prosjektet på slutten av 80-tallet, tenker med vemod på hva vi kunne ha oppnådd hvis vi hadde hatt slike hjelpemidler til rådighet den gangen, sier Jan Helgesen.

Industrisamarbeid

FORCE (www.force.org) er et samarbeidsforum der deltagere fra oljeindustrien og offentlige etater gjennom seminarer og workshops utveksler erfaringer med og foreslår nye forskningsprosjekter som angår fagområdene reservoarkarakterisering og utforskningsteknologi. Formålet er økt oljeutvinning fra feltene på norsk sokkel.

Arbeidsflytmodellen som er forsøkt beskrevet her benyttes av de fleste oljeselskapene som opererer på norsk sokkel. Seminaret som arrangeres 15. april i Stavanger omhandler nettopp hvordan man kan integrere seismisk informasjon i geologisk modellering som bidrag til økt oljeutvinning. Seminaret demonstrerer FORCE’s filosofi om at medlemmene – altså oljeselskapene – skal samarbeide om metode- og teknologiutvikling, men konkurrere om bruken av dem til å utvinne mer olje og gass i sine egne felt.

Videreutvikling av metodikk og teknologi er også et sentralt formål for virksomhetene innenfor FORCE-samarbeidet. Jan har klare tanker om det:

– 4D seismikk er som sagt en moden teknologi, men det er selvsagt rom for forbedringer. Ved innsamling av nye data er det viktig å gjenskape de seismiske dataene fra forrige innsamling, slik at de endringene vi ser gjenspeiler endringer i reservoaret som følge av produksjon av olje og/eller gass.

– Det arbeides med flere metoder for å forbedre denne såkalte repeterbarheten. Stikkord i den forbindelse er “styrbare streamere” og “Q Marin Teknologi”. Målet er å oppnå mer kontrollert og nøyaktig posisjonering av kablene som mottar de seismiske signalene, sier Jan.

En annen og spennende metode går ut på å omgå problemet med posisjonering av signalmottagerne ved å plassere kablene i grøfter i havbunnen, og la dem ligge der så lenge det er behov for innsamling av 4D data. Som vanlig i bransjen har man også for denne teknikken konstruert en kreativ forkortelse: LOFS, som står for “Life of Field Seismic” (GEO ExPro, 2004/02). Kostnadene ved å installere kablene på havbunnen er betydelige, så dette er en dyr teknikk, men hvis datainnsamlingen gjentas mange nok ganger kan det bli kostnadseffektivt.

Innen 3D seismikk er det også potensiale for forbedringer, men når Jan Helgesen foreslår “sann amplitudeprosessering” som en vei å gå i arbeidet med “kvantifisering av usikkerhet”, er han inne på områder som stiller vel store krav til forståelsesevne hos en skarve legmann. Derfor drøyer vi litt med den.

Det viktigste fra de siste dagene

Demokratiet utfordres

Forventer kraftig prisøkning

Jakter gull i Etiopia


geo365 Nyhetsbrev

* = required field

0 Comments