Gode muligheter for å få ut mer olje

slide-glass2
15.06.2017
Store muligheter for økt oljeutvinning (EOR) på norsk sokkel har blitt påvist i en ny studie.

På oppdrag fra Oljedirektoratet ble studien utført av eksperter fra Imperial College i London. Studien skulle vise hvilke EOR-metoder (enhanced oil recovery) som passer best på norsk sokkel, og hvor stort økt utvinningspotensial  som er mulig å oppnå.

Studien sammenlignet mange ulike EOR-metoder med forholdene i en rekke reservoarer på norsk sokkel. Målet var å finne ut hvor godt den enkelte metode kan passe i de ulike formasjonene.

 

Høy utvinningsgrad 

Utvinningsgraden, eller den produserte andel av all oljen som opprinnelig befant seg i feltene på norsk sokkel, ligger i gjennomsnitt på 47 prosent. Dette er høyt sammenlignet med verdensgjennomsnittet, der utvinningsgraden ligger på litt under 40 prosent.

Man kan bruke forskjellige teknikker for å øke denne utvinningsgraden enda mer, og nedenstående metoder har vært brukt i eller vært foreslått for oljefelt rundt omkring i verden.

Gassinjeksjon.

  • Gassene som anvendes er i hovedsak hydrokarboner, karbondioksid (CO2) eller nitrogen (eller nitrogen-rik røykgass). Den injiserte gassen kan være blandbar, slik at gassen og oljen oppløses i hverandre og danner en mer mobil væske – eller den kan være ikke-blandbar, slik at oljen og gassen holder seg i egne faser. Både blandbar og ikke-blandbar gassinjeksjon gjennomføres vanligvis vekselvis med vanninjeksjon. Vekselvise vann- og gassinjeksjon også kalt VAG (vann- alternerende gassinjeksjon) fører til mer effektiv oljeproduksjon fordi man i tillegg får fortrengnings- og trykkstøttefordelene fra vann.

    Ved bruk av  CO2-gass oppnås i tillegg den fordelen at noe av gassen blir liggende nede i undergrunnen for godt og dermed bidrar til fangst og lagring av CO2 (CCS).

    Injeksjon av hydrokarbongass har allerede fungert godt på norsk sokkel (blant annet på Statfjord og Oseberg).

Alkalisk flømming.

  • Alkaliske stoffer som tilsettes injeksjonsvannet, reagerer med oljen og produserer overflateaktive stoffer som reduserer grenseflatespenningen mellom oljen og vann og endrer fuktningsegenskapene i reservoaret. Begge disse virkningene kan mobilisere mer olje fra porene.

Polymerflømming.

  • Vannløselige polymerer som tilsettes injeksjonsvannet øker vannets viskositet (gjør vannet mer tyktflytende). Dette fører til en mer stabil og jevn fortrengning av oljen.

Surfaktantflømming.

  • Surfaktant som tilsettes injeksjonsvannet endrer fuktegenskapene i reservoaret og reduserer grenseflatespenningen mellom olje og vann. Dette kan føre til at deler av den immobile oljen blir mobilisert.

Lav-salinitetsflømming.

  • Oljeproduksjonen under vannflømming kan bedres ved å redusere den samlede saliniteten i det injiserte vannet til under 5000 deler per million (ppm), og dermed gjøre bergarten mer vannvåt.

Surfaktant-/polymerflømming og lav-salinitets-/polymerflømming.

  • For slike metoder forsterkes surfaktant- eller lav-salinitetsflømming (som gir bedre mikroskopisk fortrengningseffektivitet) ved at det kombineres med polymer for å forbedre injeksjonsvannets sveip.

Gel og termisk aktiverte polymerer (TAP).

  • Gel forbedrer sveipet ved å stenge av bestemte vannstrømningsveier i nærheten av produksjons- eller injeksjonsbrønner, mens TAP gjør det samme lenger inn i reservoaret.

 

Kriterier

Hver enkelt EOR-metode har spesifikke begrensninger knyttet til blant annet reservoaregenskaper. Innenfor begrensningene vil metoden fungere optimalt. Utenfor begrensningene fungerer ikke metoden i det hele tatt.

Denne studien evaluerte 53 reservoarer og segmenter i 27 felt ved hjelp av undersøkelseskriterier som litologi, dybde, trykk, temperatur, oljens API-tetthet, viskositet, oljens surhetsgrad og fuktingsoppførsel, samt reservoarets porøsitet og permeabilitet.

Det ble også tatt hensyn til reservoartykkelse, oppsprekning, heterogenitet, innhold av leire og type leire, saliniteten i formasjonsvannet, saliniteten i injeksjonsvannet, gjenværende olje og nåværende utvinningsmetode.

Disse kriteriene dekker et bredere utvalg enn kriteriene i andre publiserte studier, og metoden er derfor mer følsom. Feltoperatørene bidro med reservoardata som ble undersøkt i henhold til ovenstående kriterier ved hjelp av et spesiallaget modellverktøy.

 

Effektivitet

Gjennomførbare EOR-metoder ble tildelt økt utvinningspotensial basert på en funksjon av metodens egnethetsscore, økt utvinningsfaktorer basert på erfaringsdata og tilstedeværende olje i feltet.

Egnethetsscoren kvantifiserer hvor godt egnet en bestemt EOR-metode er i et bestemt felt. Disse scorene ble generert ved hjelp av modellverktøyet med de tekniske kriteriene. Kriteriene ble vektet etter betydning.

Scorene varierer mellom 0 og 1, der en score på 0 betyr at metoden ikke kan brukes, mens 1 betyr at den er optimal for feltet. EOR-metoder med en score på 0 får ikke tildelt et økt utvinningpotensial.

EOR-potensialet ble anslått ved bruk av den EOR-metoden som gir størst potensial for økt utvinning i hvert felt. Det velges bare én metode for hvert felt.

Når dette anvendes for alle de 27 feltene som inngår i studien, gir det et totalt teknisk EOR-potensial på 592 millioner standard kubikkmeter (Sm3). Dette er middelverdien for en rekke mulige utfall. Det tekniske potensialet spenner fra 320 til 860 millioner Sm3 (se figuren).

 

 

Anvendbarhet

Fire EOR-metoder kan anvendes mange steder og har middels teknisk EOR-potensial på over 40 millioner Sm3.

  • Lavsalint vann i kombinasjon med polymer er metoden som har størst potensial i denne studien og potensialet kommer hovedsakelig fra felt på Utsirahøgda og området rundt, samt Tampen-området i Nordsjøen.
  • Surfaktant i kombinasjon med polymer passer i samme felt, men virker bare bedre enn lavsalint vann i kombinasjon med polymer i noen få felt i Tampen-området og på Haltenbanken i Norskehavet.
  • CO2-injeksjon er lovende i felt der man forventer at CO2 er blandbar under reservoarforhold. Dette er hovedsakelig kalkfeltene i den sørlige delen av Nordsjøen og felt i Tampen-området.
  • Injeksjon av hydrokarbongass/VAG er en mulighet i mange felt, og er allerede den mest brukte EOR-metoden i Nordsjøen.

Man kan se klare geografiske trender for hvor de forskjellige EOR-metodene passer best. Dette kan ha viktige implikasjoner for stordriftsfordeler, for eksempel ved å kombinere forsyning av injiseringsmiddel (gass/kjemikalier) for flere felt i samme område. Figuren under viser tre eksempler på slike områder.

 

 

Andre EOR-metoder (lavsalint vann, gel, alkalisk flømming) kommer bare ut som metoden med størst potensial i enkelte felt med spesielle forhold.

Flømming med lavsalint vann er ikke like effektivt uten tilsetning av polymer. Unntakene er felt som enten har for høy temperatur for polymer eller som har olje med svært lav viskositet.

Gel og termisk aktiverte polymerer kan brukes i svært modne felt for å forbedre sveip og styre vannproduksjonen.

 

Faktorer

Samtlige felt i studien har EOR-potensial. Hvor stort økt utvinningspotensialet et felt har, avhenger av to faktorer. Den første er at det finnes en EOR-metode som er helt optimal for feltet med tanke på undersøkelseskriteriene. Den andre faktoren er basert på hvor mye olje som er igjen i feltet.

Mengden av oljen som er igjen i feltet avhenger igjen av hvor mye olje som var der til å begynne med, og hvor mye som er utvunnet fra feltet til nå.

Denne studien gir en indikasjon på det tekniske potensialet for EOR. Neste steg blir å anvende  driftsmessige, økonomiske og miljømessige kriterier for nærmere å bestemme størrelsen av det praktiske potensialet.

Studien anbefaler at dagens arbeid blir fulgt opp med en gap-analyse for å bestemme de viktigste hindringene for gjennomføring av EOR-metoder, samt en dybdeanalyse av de mest lovende feltene ved bruk av en «reservoir technical limit (RTL)»-tilnærming.

Det kan også bli behov for ytterligere forskning for å utvikle noen av metodene for de mer utfordrende forholdene man støter på i noen av disse feltene på sokkelen, og for å undersøke mulige synergier mellom EOR-metoder og CO2-håndtering (CCS).