Teknologigjennombrudd gir bedre data

Etter at PGS introduserte sin nye seismiske kabel med to typer sensorer kan oljeselskapene glede seg over bedre datakvalitet. Det øker muligheten for å gjøre nye olje- og gassfunn.
Seismiske data er selve fundamentet når undergrunnen skal kartlegges, letemodellene defineres og prospektene finnes. Men uten den raske teknologiutviklingen vi har hatt gjennom de siste 50 årene, etter at den første seismikken ble samlet inn på norsk sokkel tidlig på 1960-tallet, ville seismikkselskapene hatt tunge dager. Oljeselskapene også, forresten.

Geofysiker Berit Osnes i PGS er således ikke i tvil om nødvendigheten av forskning og utvikling.

– De mest åpenbare prospektene er boret. De som står igjen er godt gjemt. De ligger gjerne dypt, i værharde områder, eller krever avanserte geofysiske og geologiske analyser for å defineres. Derfor nytter det ikke å slurve med datakvaliteten, så vi har et kontinuerlig krav om å forbedre teknologien.

Osnes er også opptatt av den betydningen multiklient seismikk har hatt for utforskningen av nye områder på norsk sokkel. Det er som kjent multiklient data som oljeselskapene baserer det aller meste av kartleggingen på. De utgjør ryggraden i den omfattende databasen selskapene benytter (GEO 02/2011; side 50-51).

– Intens utforskning i modne områder bidrar også sterkt til at det er et behov for stadig bedre seismikk. Mens oljeselskapene jobber frem nye geologiske modeller, er vårt bidrag å fremskaffe god seismikk som kan hjelpe dem med å kvalifisere dem, forklarer hun.

Svært mange av PGS multiklient 3D datasett blir også brukt i feltutvikling og produksjon. Mange små felt eller gamle felt har ikke råd til å investere i ny seismikk, men når de kan delta i en multiklient survey får de anledning til å oppgradere databasen. På den måten bidrar vi også til økt utvinning og verdiskaping på sokkelen utover leting.

En litt annerledes båt

PGS har selv bidratt til bedre seismikk gjennom sin forskningsavdeling. Mest kjent er selskapet for å ha introdusert en helt ny båttype i marin seismikk (Ramform). Med bredt og karakteristisk akterspeil er den i stand til å taue langt flere kabler enn konkurrentene, og med sin spesielle form lager den også mindre støy enn konvensjonelle båter.

Ramform-båtene var således de første til å taue 8, 10, 12, 14, 16, 17 og 18 kabler, og de er ledende når det gjelder innsamling av såkalt høy-tetthets-seismikk (high density) for detaljerte reservoarstudier.

– PGS revolusjonerte seismikkindustrien da denne båttypen med den spesielle deltaformen kom på markedet i 1995, hevder Osnes.

Derfor ble de en umiddelbar suksess og et ikon for PGS. Siden den gang har det kommet stadig nye versjoner, og PGS-flåten teller nå i alt 7 Ramform-skrog som seiler på de syv hav, og flere skal det bli.

– Visjonen vår med den nye 5. generasjons Ramform som nå kommer – ”W-klasse” – er å taue mer enn 20 kabler, legger hun til. To båter er bestilt og blir levert om to år.

Mange kabler er et viktig fortrinn. Det gir en betydelig økning i effektivitet, og dermed en innsparing for oljeselskapene. Det å taue mange kabler, med liten separasjon (50m eller mindre), muliggjør også en innsamling av tett beliggende målepunkter, noe som er viktig for å få et detaljert og støyfritt bilde av undergrunnen. Dette er spesielt viktig i modne områder som Nordsjøen, der en bedre forståelse av reservoaret kan bety flere års forlengelse av levetiden for et felt.

Ny kabel med mange fordeler

PGSs siste kvantesprang i teknologiutvikling ble gjort i 2007 med lanseringen av GeoStreamer®. Kabelen og den seismiske prosesseringsteknikken er utviklet ved forskningsavdelingene i Oslo og Houston, og etter snart fire år i markedet vil mange hevde at den representerer det største fremskrittet innen seismisk datainnsamling de siste 20 årene.

Det tok likevel tid å forsikre kundene om at den nye, revolusjonerende kabelen virkelig representerte et stort fremskritt. Det var langt fra nok med prangende animasjoner og fine ord.

– Det første vi måtte gjøre var å overbevise det tekniske miljøet om at kabelen og metodikken vår var en stor forbedring. Slike tekniske diskusjoner er alltid krevende. Da er det kun teori som teller. Ekspertene lar seg ikke avspise med lettvinte påstander, fremholder Osnes.

– Dessuten gjelder uttrykket ”seeing is believing” for geologene – brukerne av dataene. Derfor var det viktig for oss å samle inn seismikk hvor det var data å sammenligne med, slik at vi på et tidlig tidspunkt også kunne overbevise geologene.

Bruk av kabler (”streamere”) i marin seismikk skjedde for første gang for 61 år siden. Siden den gang har hydrofonene kun målt trykkendringer gjennom vannet. Med den nye ”dual sensor” kabelen måles også partikkelhastighet, og fordelene som oppnås er mange, påstår ekspertene i PGS.

– Kombinasjon av trykk og partikkelhastighet har vært en stor suksess i havbunns-seismikk (såkalt P-Z summering). PGS har klart det unike; å kombinere sensorene i en tauet kabel. Mange har prøvd før uten å lykkes.

GeoStreamer gir først og fremst data med bedre kvalitet, men det er også viktig for kunden at operasjonen blir mer effektiv, sier Osnes.

Bedre kvalitet – bedre økonomi

Bedre datakvalitet skyldes to forhold. Kombinasjonen av to sensorer gjør at refleksjonen fra havoverflaten (”ghost”) filtreres ut. Denne ”ghosten” begrenser innholdet av høye frekvenser i dataene. Når den blir borte øker båndbredden, og dermed øker oppløsningen i dataene. Uten begrensningene fra ”ghosten” på høye frekvenser kan tauedybden til streameren velges fritt. Da velger PGS å taue dypt, 15-25m, for å forbedre innholdet av lave frekvenser.

– De lave frekvensene gir økt penetrasjon, mens de høye frekvensene gir høyere oppløsning. Resultatet er bedre avbildning av undergrunnen på alle dybdenivåer, og det er nettopp det vi strever etter, sier Osnes og viser til vellykkede eksempler fra forskjellige geologiske provinser verden rundt.

At kabelen taues 2-3 ganger dypere enn konvensjonelle kabler bidrar også til å bedre signal/støy-forholdet i dataene. Forklaringen er at vind- og bølgestøyen på kabelen praktisk talt forsvinner 15 m under havoverflaten.

– Vi får rett og slett et bedre signal ved å taue kabelen dypt, og det gir seg selvsagt utslag i bedre data, påpeker Osnes.

Den operasjonelle gevinsten oppstår ved at værvinduet blir bredere fordi kabelen taues dypt. Opphold i innsamlingen på grunn av dårlig vær skjer nå mye sjeldnere.

– Operasjonell ”nedtid” har vist seg å være betydelig mindre i områder hvor været er en faktor.

Som eksempel viser Osnes til sesongen 2009 da PGS hadde to av sine båter gående i to måneder på jobber side om side i den sentrale Nordsjøen. I løpet av perioden var ”nedtiden” kun 62 timer for båten med GeoStreamere, mens den var 405 timer for båten med konvensjonelle kabler. Bortsett fra typen kabel, var oppsettet likt for de to båtene.

I front med internasjonalisering

Et norsk selskap har nok en gang vist at det ligger i front i utviklingen av geofysisk teknologi som petroleumsindustrien har god nytte av, ikke bare på norsk sokkel, men over hele verden. Slik sett demonstrerer PGS at leverandørindustrien er langt foran oljeselskapene i å etablere seg internasjonalt. Det er i det lyset vi må forstå norsk oljevirksomhets fremtid. Den ligger vel så mye utenfor landets grenser, som innenfor våre egne ”snevre” og omdiskuterte grenser.

GeoStreamer for “dummies”

Lydbølger er partikler som svinger. Vi kan måle trykket de skaper, og vi kan måle hastigheten partiklene svinger med. Konvensjonelle tauede kabler måler kun trykkendringer ved hjelp av hydrofoner. GeoStreamere måler også partikkelbevegelse. Ved å kombinere målingene oppnår vi et mye bredere frekvensområde. GeoStreamer data inneholder derfor flere lave frekvenser som gir penetrasjon, og flere høye frekvenser for detaljer, enn konvensjonelle data

Sensorene i kabelen måler først det reflekterte bølgefeltet som kommer opp fra undergrunnen. Så måler de ”speilbildet” av det samme bølgefeltet, etter at det har blitt reflektert ned fra havoverflaten. Dette nedadgående bølgefeltet interfererer med det oppadgående. Det er både konstruktiv interferens (maxima i frekvensspekteret) og destruktiv interferens (minima eller ”hull” i spekteret). Posisjonen til maxima og minima er funksjoner av tauedybden til kabelen. Målingene av trykk og partikkelhastighet er komplementære – maxima i den ene korresponderer med minima i den andre. Når vi kombinerer dem, fjerner vi den nedadgående energien. Da ”fyller vi i alle hullene” og får et bredt og flatt spektrum. Vi får både lave frekvenser for dyp penetrasjon og høye frekvenser for grunnere detaljer.

Berit Osnes

Det viktigste fra de siste dagene

58 millioner kroner i støtte

Slipper ut lokale mineraler

Oljen er uerstattelig


geo365 Nyhetsbrev

* = required field

0 Comments