Lavere risiko og større suksess

De fleste er enige om at EM nå er etablert som en komplementær teknologi til seismikk. Ved riktig bruk kan oljeselskapene oppnå en betydelig redusert risiko i letefasen.
Et par dedikerte forskere med doktorgrad i fysikk fra NTNU overlistet petroleumsbransjen fullstendig for snart ti år siden. Med Terje Eidesmo og Svein Ellingsrud i spissen introduserte Statoil i 2002 en helt ny teknologi som ved å måle resistivitet i undergrunnen indirekte kan detektere olje- og gasslommer (GEO 01/2002), og etter flere års intens forskning ble EMGS stiftet samme år. Statoil Innovation ble hovedeier.

Å kunne ”se” olje og gass langt under overflaten, ved hjelp av elektromagnetiske pulser som sender strøm ned i bakken, var selvfølgelig for godt til å være sant. Skeptikerne var derfor raskt ute med å forklare hvorfor teknologien ikke kunne virke.

– Jeg jobbet da i Danmark, og forskningsgruppen vår ved Universitetet i Aarhus brukte elektromagnetisme for å påvise ferskvannskilder på land. På det tidspunkt var den generelle oppfatningen i mange av de etablerte EM-miljøer at teknologien neppe kunne virke, forteller Jens Danielsen med et smil.

I dag vet vi at skeptikerne tok feil. Havbunnslogging, eller CSEM som det nå heter (”Controlled Source ElectroMagnetic”), forkortet EM av mange, har blitt et nyttig verktøy for oljeselskapene. Jens Danielsen har i mellomtiden flyttet til Norge og har avansert til leder for geologi- og geofysikkavdelingen i EMGS. Og han smiler fortsatt. Men nå fordi han jobber med en teknologi som han vet virker.

Aldri enkle svar

Det skulle egentlig ikke være nødvendig å argumentere for at CSEM er kommet for å bli. Men ettersom tvilerne fortsatt finnes, er det kanskje verdt å minne om at Shell og ExxonMobil, to av verdens største oljeselskaper, er ivrige brukere av teknologien. Helt på linje med vårt eget Statoil. Samt et par mindre oljeselskaper på norsk sokkel som har spesialisert seg på bruk av CSEM (GEO 02/2011).

På NPF’s petroleumskonferanse i Bergen i mars fortalte Gerwin Karman i Shell om deres erfaringer med CSEM. Selskapet har foretatt mer enn hundre undersøkelser over prospekter og funn, over hele verden, og har det aller største erfaringsgrunnlaget. Flere ganger presiserte han at dette var en komplementær teknologi til seismikk som Shell bruker regelmessig. Han presenterte også brønnstatistikk som viser at antallet tørre brønner kan reduseres ved bruk av CSEM, og at suksessraten er høyere når det bores på positive anomalier.

– Shells høyoppløselige 3D-programmer har blir tolket med avanserte inversjonsteknikker, og de har alle sammen gitt verdifulle bidrag for å forstå undergrunnen, sier Gerwin Karman.

Shell investerer i tillegg i utvikling av teknologien slik at både kilden, mottakerne og navigasjonen kan forbedres. Forskningen foregår i regi av EMGS i et såkalt Joint Industry Project.

Tidligere har Len Srnka, en av ExxonMobils fremskutte teknologer, uttalt at CSEM reduserer leterisikoen betydelig (GEO ExPro, 02/2009).

– Det er nå bare noen ganske få som sår tvil om metoden virker. Nå er vi derfor mer opptatt av hvordan resistivitetsbildet skal brukes, sier Danielsen.

– Det er spesielt på dette området at den store utfordringen ligger. Og det er tolkerne som har fått den i fanget. Geologene og geofysikerne må ganske enkelt bli flinkere til å bruke dataene. Og EM-spesialistene må bli flinkere på at kommunisere med dem.

Metoden vil nemlig sjelden eller aldri gi eksakte svar. Det er ikke slik at den kan fortelle at det på et gitt sted er hydrokarboner, et annet sted ikke, ganske enkelt fordi det er resistivitet som måle, og ikke hydrokarbonmetning. Derfor må det arbeides nøye med de geologiske modellene før vurderingene gjøres. Det er de som legger grunnlaget for en korrekt forståelse av resistivitetsdataene.

– Vi som jobber med tolkning av dataene vet dette godt, men det har festet seg et inntrykk i industrien om at bruk av EM gir enkle svar. Når så ikke skjer, blir noen tolkere skeptiske, selv om de i utgangspunktet utmerket godt vet at det ikke er enkle svar i geologien, hevder Danielsen.

Svein Ellingsrud, grunnlegger og VP, trer støttende til med et eksempel fra Norskehavet. Her har han satt sammen et konsortium av seks selskaper og fire universiteter som i to år skal forske på tolkningen av EM-data. Deretter blir dataene frigitt slik at også andre universiteter og institusjoner kan ta de i bruk til både undervisning og forskning.

– Dataene viser interessante resultater, men det er mange måter å tolke dem på. Vi ser at både salt, anisotropi og ulike resistive bergartslag kan gi anomalier på lik linje med hydrokarboner. Jobben består derfor i å finne ut hvilken geologisk modell som er troverdig, sier Ellingsrud.

Poenget er at CSEM må brukes riktig innenfor et anvendelsesvindu, og at enhver undersøkelse må planlegges nøye i forhold til det geologiske bakgrunnsbildet og hva man ønsker å oppnå.

Derfor har EMGS en stor jobb å gjøre med å utdanne flere generasjoner med geologer til å forstå hvor og når metoden kan brukes, og hvordan dataene skal tolkes for å redusere leterisikoen. Heldigvis for både EMGS og norsk sokkel er flere universiteter nå i gang med å undervise i EM i tillegg til seismikk. Og om to år får de altså data fra Norskehavet å leke seg med.

CSEM

Utgangspunktet for metoden er at vannfylte reservoarer har lavere resistivitet enn olje- og gassfylte reservoarer. Det er dette prinsippet som benyttes når borehullene logges for å bestemme hydrokarbonmetningen i reservoaret. Derfor ble metoden opprinnelig kalt havbunnslogging, til forskjell fra borehullslogging, etter som signalet sendes fra en kilde som taues noen titalls meter over havbunnen.

To typer kompetanse

På samme måte som for seismikk startet CSEM med 2D. For CSEM tok det imidlertid ikke lang tid før 3D ble introdusert, og erfaringen viser at 3D gir mye bedre informasjon om undergrunnen enn 2D. Det hersker derfor liten tvil om at det er her fremtiden ligger.

– Verden er tredimesjonal, forklarer Danielsen, og påpeker at CSEM kan være vanskelig å tolke, slik at gode 3D geologiske modeller og data i 3D er helt avgjørende for å lykkes.

CSEM 3D har imidlertid en litt annen konfigurasjon enn seismikk. Rutenettet kan være 1×1 km, 2×2 km eller til og med 3×3 km. Det kreves altså langt færre linjer. Ellingsrud er imidlertid snar med å påpeke at det i fremtiden vil bli langt flere datapunkter basert på mange flere mottakere.

– En forutsetning for å få gode resultater er at det gjøres et grundig forarbeid. Det skal bygges en geologisk modell, og responsen fra undersøkelsene må modelleres med forskjellig rutenett og forskjellige frekvenser. Det er essensielt å ha en klar formening i forkant om hva slags respons som kan forventes basert på en slik modellering, og så designe undersøkelsen etter det, påpeker Danielsen.

– Også i tolkningsfasen er det nyttigt at tage udgangspunkt i pre-survey modellen, slik han uttrykker seg på sin egen dialekt.

Problemet er at de fleste oljeselskapene har liten kompetanse på tolkning av EM-data. Dette er fortsatt helt nytt for de som jobber med leting. Derfor må EMGS trå støttende til slik at kunden kan være sikker på at de trekker rette konklusjoner. Bare de færreste selskapene har opparbeidet seg så stor erfaring at de kan gjøre dette på egen hånd.

– For at CSEM skal bli alminnelig, er det helt nødvendig at selskapene selv opparbeider kompetanse gjennom erfaring med data fra mange områder og mange forskjellige problemstillinger, mener Danielsen.

Vi snakker om to typer kompetanse. Den ene retter seg mot innsamling og prosessering av data, og er noe som kan læres ved universitetene. Her er det snakk om å forstå teori og anvende denne på praktiske problemstillinger gjennom modellering og inversjon. Den andre retter seg mot tolkning av dataene. Og det er altså her den store utfordringen ligger. Nå snakker vi nemlig om at erfaring er viktig. Selv skarpe hjerner må melde pass hvis de ikke har sett mye data.

– Det ligner litt på hvordan vi forholder oss til de seismiske dataene. Geofysikerne kan teorien og sørger for god innsamling og prosessering, mens geologene er brukerne og må øse av sin erfaring når dataene skal tolkes.

Nærmest monopolsituasjon

EMGS var først ute med CSEM. I etterkant har noen få konkurrerende selskaper dukket opp. Et par av dem har forsvunnet, og ingen har vært i stand til å true den ledende posisjonen det norske selskapet har tatt. Danielsen opplyser at EMGS totalt sett gjennom snart ti år kanskje har tatt 75-80 prosent av markedet, men per i dag ligger andelen nærmere 100 prosent, etter som ingen andre har pågående undersøkelser i vårmånedene.

– Vi har den langt største markedsandelen og nesten monopol på innsamling, understreker Danielsen.

EMGS har i dag to båter i operasjon. Én er i kontinuerlig operasjon for Pemex i Mexico og vil fortsette der ut 2012, mens den andre er belagt til langt ut på sommeren med jobber i Det indiske hav og Rødehavet.

– Grunnen til at vi dominerer markedet kan være at vi kontinuerlig har investert i teknologiutvikling, også etter finanskrisen og fallet i oljeprisen, da vi slet som verst og hadde problemer med å holde oss flytende. Så da markedet tok seg opp i begynnelsen av 2010, kunne vi tilby kundene en bedre teknologi. Det er vi stolte av, og det tar vi fordel av nå, sier Danielsen.

Ellingsrud sier seg enig, og legger til at EMGS-staben ble bygget opp med personer som hadde industrierfaring. Flere av konkurrentene kom direkte fra universitetene og stilte ikke samme krav til utstyret.

– Vi fokuserte på alle ledd i innsamlingen, og det aller viktigste vi gjorde var å inngå et samarbeid med Siemens for å bygge en kilde. Mottakerne bygde vi selv fra ”scratch”, og for å få høyeste kvalitet tok vi inn folk som kunne elektronikk.

– Det samme gjaldt prosessering. Også her bygde vi opp en gruppe som spesialiserte seg på våre data, forteller Ellingsrud.

Fremtiden – mer enn leting

– Vår visjon er at innsamling av CSEM skal bli et standardverktøy for oljeselskapene der de leter etter olje og gass, fordi metoden hjelper dem å redusere risikoen og dermed gjør letingen mer effektiv.

– Målsettingen for oljeselskapene må være å ta bedre og riktigere beslutninger, og det er her vi kan hjelpe til, fremhever Danielsen.

Foreløpig har det vært mest snakk om å bruke CSEM som et verktøy i leting. Men det finnes andre anvendelsesområder, og kanskje kan tekologien en dag tas i bruk i reservoarmonitorering, på samme måte som 3D seismikk har blitt utviklet til 4D seismikk.

– Når det er mulig å se kanten av reservoaret med målingene våre, ja da må det også være mulig å se oljen flytte seg når vann injiseres i reservoaret, er den enkle filosofien.

– EM som et 4D-verktøy har jeg troen på, men repeterbarheten i dataene må først bli bedre proklamerer Svein Ellingsrud.

Like spennende er bruken av elektromagnetiske data i generell geologisk kartlegging. Seismikk forteller oss om endringene i akustisk impedans (produktet av lydhastighet og tetthet), mens EM forteller oss om resistivitet i undergrunnen. Denne ekstra informasjonen om undergrunnen må tas i bruk, og det kan være er særlig aktuelt i områder med salt og basalt. Gode eksempler på slik bruk finnes både i Barentshavet og Mexicogulfen.

– Vanndypet har lenge vært en begrensning. Men dette er i ferd med å endre seg, og vi har nå gjort flere undersøkelser på vanndyp mindre enn 50 m. På kort sikt håper vi derfor at teknologien blir etablert på grunt vann, mens vi på lang sikt ser for oss at marin CSEM er like vanlig som marin seismikk der det letes etter olje og gass.

Det som er avgjørende er at oljeselskapene utvikler sin egen ekspertise og får tillit til teknologien. Da vil CSEM naturlig bli integrert i arbeidsflyten.

– Når det skjer, ja da tar markedet helt av, avslutter Jens Danielsen.

Metodens begrensninger

CSEM har foreløpig et smalere anvendelsesområde enn seismiske metoder. Fordi enkelte bergarter har høyere resistivitet enn hydrokarboner, vil det for eksempel være en utfordring å detektere hydrokarboner under salt og basalt, men umulig trenger det ikke være, og det er mange initiativer på gang for å bruke data til å fremskaffe bedre geologisk informasjon i slike områder. Lavere oppløsning med CSEM enn seismikk betyr også at objekter som er små eller ligger svært dypt ikke kan oppdages. Ett av de siste fremskrittene er at minimum vanndyp ikke lenger er noen begrensning. Maksimum vanndyp økes også, og rekorden er tauing av kilden på 3449 meter for Pemex i Mexicogulfen. I tillegg var det tidligere vanskelig å få pålitelige resultater i områder med anisotropi. Også den utfordringen er løst. Med tanke på at marin seismikk med kabel er en 60 år gammel teknologi, mens CSEM ble introdusert for bare ti år siden, er det rimelig å tro at vi vil se et utvidet anvendelsesområde i tiden fremover.

Det viktigste fra de siste dagene

58 millioner kroner i støtte

Slipper ut lokale mineraler

Oljen er uerstattelig


geo365 Nyhetsbrev

* = required field

0 Comments