Geologi Nyt fra GEUS, nr. 1, Juni 2003 · NYT FRA GEUS GEOLOGI NR. 1 JUNI 2003 TEMANUMMER VALDEMAR FELTET - en reservoirgeologisk undersøgelse

NY

TF

RA

GE

US

GE

OL

OG

I

N R . 1 J U N I 2 0 0 3

TEMANUMMER

VALDEMAR FELTET- en reservoirgeologisk undersøgelse

Finn Jakobsen,Jon Ineson,Lone Klinkby,Lars Kristensen,Kim Zinck-Jørgensen og Lars Stemmerik

Dette nummer af ”GEOLOGI nyt fraGEUS” beskriver GEUS’ bidrag tilPRIORITY projektet. Ud over at give en konkret beskrivelse af reservoiret iValdemar Feltet, illustrerer dette hæfteogså den mangfoldighed af arbejdsme-toder, der anvendes af reservoirgeolo-ger for at forstå kompleksiteten i etoliefelt. De opnåede resultater er såle-des fremkommet gennem samarbejdemellem seismiske tolkere, sedimentolo-ger, biostratigrafer, geokemikere, struk-turgeologer og petrofysikere, der harintegreret seismiske data med sekvens-stratigrafiske, sedimentologiske, petro-fysiske, geokemiske og biostratigrafiskeundersøgelser af borekerner og bore-hulsmålinger (logs).

Hovedparten af olien og naturgassen fraden danske del af Nordsøen kommer fraoliefelter, hvor reservoirbjergarten er enhøjporøs kalk meget lig skrivekridtet påMøns Klint. Reservoirbjergarterne i dissesåkaldte kalkfelter er af Sen Kridt – TidligTertiær alder, og blev aflejret på et tids-punkt, hvor Nordsøen og store dele afNordvest Europa var dækket af et tempe-reret havområde, hvortil der blev tilførtmeget små mængder af ler og silt. I et en-kelt dansk oliefelt,Valdemar Feltet, er re-servoirbjergarterne derimod hovedsage-ligt af Tidlig Kridt alder (Fig. 1). De tilhørerTuxen og Sola Formationerne, og blev af-lejret på et tidspunkt, hvor der var enstørre tilførelse af ler og silt til Nordsøbassinet. Bjergarterne består således afurene, merglede kalksten med variabeltindhold af ler, og har derfor meget varie-rende og generelt ringere reservoiregen-skaber, end det rene skrivekridt.

Bjergarterne i Valdemar Feltet adskiller sigbåde fra dem i de mere velkendte danskekalkfelter og fra reservoirbjergarterne i an-dre oliefelter. Derfor er det ikke muligt at

overføre produktionserfaringer fra andretyper af oliefelter til Valdemar Feltet, hvilkethar gjort olieudvinding fra dette felt til enstor udfordring. Forbedringer af indvin-dingsgraden kræver således en målrettetforskning. Dette er bl.a. sket ved en kombi-nation af industrifinancieret forskning ogudvikling, og statslig forskning støttet af det

nu stærkt reducerede Energiforskningspro-gram (EFP).

Det netop afsluttede PRIORITY projektomfattede en fælles statslig (delvis EFPstøttet) og privat (Mærsk Olie og Gas)forskningsindsats over 5 år, bl.a. med detformål at få en bedre forståelse af NedreKridt bjergarterne og deres reservoiregen-skaber i den danske del af Nordsøen.

Valdemar FeltetValdemar Feltet er et oliefelt beliggende iden centrale del af den danske Central-grav, ca. 20 km nordvest for Tyra Feltet(Fig. 1). Hele strukturen har et areal på ca.97 km2 (svarende til 80% af arealet af DanFeltet), med toppunkt ca. 2200 m underhavets overflade (Fig. 2). Feltet blev sat iproduktion i 1993 med Mærsk Olie ogGas AS som operatør, og har pr. 1. januar2002 produceret 1,28 millioner m3 olie og560 millioner Nm3 naturgas. De tilbage-G

EO

LO

GI

NY

TF

RA

GE

US

1/

03

2

V A L D E M A R F E L T E T

VALDEMAR FELTET-en reservoirgeologisk undersøgelse

Det hvide skrivekridt på Møns Klint

Nm3:Normalkubikmeter er en måleenhed for na-

turgas, der angiver rumfanget ved standardbe-

tingelserne 1 atmosfæres tryk og 0˚C.

Grunden til at denne standardenhed bruges, er

at naturgassens volumen er afhængigt af tryk-

ket, således at gassen fylder meget mindre

(200–300 gange) nede i reservoiret end på

jordoverfladen.

Midt Nordsø

Højderyg

VALDEMAR

Salt Dome

Provins

ADDA

Tynd

< 50 m

50 - 100 m

> 100 m

Felt under udvikling

Producerende felt

20 km

Salt strukturRingkøbing- Fyn

Højderyggen

værende udvindbare reserver i NedreKridt reservoirerne er beregnet til 1,6millioner m3 olie og 1,7 milliarder Nm3

naturgas pr. 1. januar 2002 (Energistyrel-sen 2002).Til sammenligning har det stør-ste danske felt, Dan Feltet, produceret ca.57 millioner m3 olie og ca. 17 milliarderNm3 naturgas siden produktionen starte-de i 1972, og de tilbageværende udvindba-re reserver er beregnet til ca. 59 millionerm3 olie og ca. 8 milliarder Nm3 naturgas(Energistyrelsen 2002).Valdemar Feltet er dannet som følge af ensvag foldning og deraf følgende opbuling afNedre Kridt sedimenterne i senesteKridt–Eocæn tid, for ca. 80–40 millioner årsiden. De foldede lag danner et langstraktN–S orienteret dome med to toppunkter,det sydlige ved Bo-1 boringen og detnordlige ved Nord Jens-1 boringen (Fig. 2).Seismisk kortlægning af den reflektor, derrepræsenterer toppen af Nedre Kridt la-gene, viser at der er en højdeforskel på ca.300 m fra toppunktet ved Nord Jens-1boringen til lavningen mellem Nord Jens-1og Boje-1 boringerne (Fig. 2). I forbindelsemed foldningen og en senere hævning afområdet er der dannet et kompliceretnetværk af forkastninger og sprækker.

Kortlægning af sprækker og for-kastninger er sket ved analyse afseismiske data og borehulslogs samtdetaljerede biostratigrafiske under-søgelser af horisontale boringer. Spræk-kerne har ikke kun indflydelse på reser-voiregenskaberne, men udgør også etstort geoteknisk problem, idet de påvirkerborehullets stabilitet.Valdemar området er gennemboret af 12boringer, hvoraf de syv er konventionellevertikale eller subvertikale boringer, mensfem boringer (Valdemar 1H, 2H, 3H, 4Hog 6H) er avancerede horisontale til sub-horisontale boringer. Produktionen fore-går udelukkende fra den nordlige del afområdet, fra boringer boret fra en plat-form placeret nær Nord Jens-1, og det erdisse boringer der er undersøgt i forbin-delse med udarbejdelsen af modellen forValdemar Feltet. Nedre Kridt reservoir-bjergarterne er ikke homogene, men be-står af 7–15 m tykke porøse zoner adskiltaf tætte lag. Reservoirbjergarterne har ensamlet tykkelse på 50 m i Valdemar områ-det. Den begrænsede tykkelse vanskelig-gør yderligere opdeling af reservoirenhe-den på grundlag af seismiske data, så for-ståelsen af lokale og regionale tykkelsesva-

riationer og ændringer i reservoiregen-skaber er især baseret på data fra bore-hulslogs og kerner.

Reservoirzonering – Hvordan gør man?Målet med en zonering af reservoiret iValdemar Feltet er at få en forståelse afden vertikale (tidsmæssige) såvel som ho-risontale variation i reservoiregenskabersom følge af forskelle i f.eks. sedimentæreforhold. lerindhold og begravelsesdybde.Et sådant arbejde starter med etablerin-gen af et stratigrafisk rammeværk, der gør

3

GE

OL

OG

IN

YT

FR

AG

EU

S1

/0

3


Figur 1. Kort over den vestligste del af den danskeNordsø (Centralgraven) visende tykkelsen af Tuxenof Sola Formationerne samt placeringen af Valde-mar Feltet. Kortudsnittet svarer til det indrammedeområde på kortet i nederste venstre hjørne. Den rø-de linie viser placeringen af boringerne i Fig.5 og detindrammede område svarer til kortet i Fig. 2.

det muligt at sammenligne så nøjagtigtsom muligt mellem boringerne i feltet. Ef-terfølgende er alle borekerner beskrevet,bl.a. for at få en forståelse af den vertikaleog horisontale variation og udbredelsen iaflejringstyper. Der er herefter gennem-ført et større analyseprogram på materia-le fra borekernerne, bl.a. måling af porøsi-tet, permeabilitet (gennemstrømlighed) oglerindhold. Detaljerede sedimentologiskeundersøgelser og analyser af bjergartse-genskaber er begrænset til de få boringer,hvor der er taget kerner (de intervallerhvorfra der er kerner er vist på Figur 3).

For at kunne bruge disse resultater i heleValdemar området, og således indarbejdeen zonering der omfatter hele feltet, erdet nødvendigt at fastlægge sammenhæn-gen mellem de målte bjergartsparametreog det respons som de forskellige bore-hulslogs giver. Det omfattende analysepro-gram i forbindelse med PRIORITY projek-tet har gjort det muligt at etablere enganske præcis kerne-til-log korrelation, så-ledes at borehulsloggene kan bruges til atsætte tal på porøsitet, permeabilitet, ler-indhold og oliemætning.

Stratigrafisk rammeDen første fase i etableringen af en reser-voirzonering har været at få lavet en stra-tigrafisk ramme som muliggør korrelationaf samtidige aflejringer inden for reser-voirintervallet. Den oprindelige lithostrati-grafi opdeler intervallet i tre formationer(Tuxen, Sola og Rødby i Figur 4), hvoraf deto nederste,Tuxen og Sola Formationerne,begge indeholder markante skiferenheder(Munk Marl, Fischschiefer og Albien Skiferi Figur 4). Detaljeret biostratigrafi baseretpå kernemateriale fra især Nord Jens-1boringen har gjort det muligt vha. mikro-

4

GE

OL

OG

IN

YT

FR

AG

EU

S1

/0

3V A L D E M A R F E L T E T

4°30'

55°50'

55°47'30''

4°35' 4°40'

2450

2450

2450

2450

2750

2275

2275

2275

1 km

Bo-1

2H

4H

1H

Boje-1

3P

Nord Jens-1 1

Figur 2. Kort over Valdemar området visende dybden til toppen af Sola Formationen. De lyse områder viser hvor Nedre Kridt bjergarterne ligger højt, mindre end2450 m under havbunden, mens de mørke farver angiver områder, hvor bjergarterne ligger dybt, mere end 2750 m under havbunden. Den varierende afstand til hav-bunden skyldes dels at lagene er svagt foldede, dels at en større brudzone (sort) har nedforkastet lagene i den vestligste del. Den blå linie viser placeringen af profileti figur 3 og 14. De hvide linier viser forløbet af de horisontale boringer (1H–4H).

fossiler (planktoniske og bentiske forami-niferer) samt nannofossiler (planktoniskealger) at opdele reservoirintervallet i 40lokale biozoner (Fig. 4). Denne biostrati-grafiske zonering danner, sammen medsedimentologiske undersøgelser af kerne-materiale og tolkning af borehulslogs fra

Nord Jens-1 boringen grundlaget for ensekvensstratigrafisk opdeling af reservoir-intervallet i seks aflejringssekvenser (CK3–CK8 i Figur 4).

På grundlag af tolkning af borehulslogs fraboringer uden kerner har det været mu-ligt at udvide den sekvensstratigrafiskeinddeling til først at dække hele Valdemarområdet (Fig. 3) og siden den øvrige del afden danske Centralgrav (Fig. 5).

Den sekvensstratigrafiske metode er be-skrevet i GEOLOGI - Nyt fra GEUS (nr. 1,1998). Det væsentlige, i forbindelse medreservoirundersøgelserne af Valdemar Fel-tet er, at hver af de seks aflejringssekven-ser (CK2–CK8) repræsenterer tidsmæs-sigt afgrænsede enheder, således at alleaflejringerne i f.eks. sekvens CK5 er ældreend aflejringerne i CK6 men yngre end af-lejringerne i CK4 (se Figur 3 og 5). De fla-der, der adskiller sekvenserne (sekvens-grænser) er således tidslinier, der gør det

5

GE

OL

OG

IN

YT

FR

AG

EU

S1

/0

3


Nord Jens-1Valdemar-2P

Valdemar-3P Valdemar-1PBo-1

Boje-1

7980

Top

intra

CK

Top Valhall Fm

basis Munk Marl

8000

100 feetMD

8030

8350 8970

8290

Top M. Tuxen-2

Top N. Sola-1

Top Ø. Sola-2Top Sola FmTop Rødby Fm

0 100 2.7 1.95

0 0.45GR

0 100GR

FodMD

0 100GR

RHOB

NPHI2.7 1.95

0 0.45RHOB

NPHI

FodMD K

erne

r

FodMD K

erne

r

2.7 1.95

0 0.45RHOB

NPHI

FodMD

0 100GR

2.7 1.95

0 0.45RHOB

NPHI

Ker

ner

FodMD

0 100GR

2.7 1.95

0 0.45RHOB

NPHI

FodMD

0 100GR

2.7 1.95

0 0.45RHOB

NPHI

CK1

CK2

CK3

CK4

CK5

CK6

CK7CK8

Rødby

SOLA

TUX

ENVA

LHAL

L

CK8CK7

CK6

CK5

CK4

CK3

CK2

CK1

Gammelstratigrafi

Res

ervo

ir in

terv

al

Sekvensstratigrafi

Biozonation

Reservoirzonation

Figur 4. Korrelationsskema visende sammenhængenmellem de forskellige stratigrafiske inddelinger ogreservoirzoneringen. Reservoir intervallet består afto lithostratigrafiske enheder (Tuxen og Sola Forma-tionerne) og seks aflejringssekvenser (CK1–CK8).Den biostratigrafiske opløsning er betydeligt bedre,og det er muligt at opstille 40 lokale zoner. Der ersåledes flere biostratigrafiske zoner repræsenteret ihvert af de 14 reservoirzoner, som er defineret.

Figur 3. Figuren viser korrelationen af seks boringer fra Valdemar området og for hver boring er der afbildettre forskellige kurver. Kurverne er fremkommet som et resultat af en række borehuls-målinger eller logs, derer optaget ved at sænke instrumenter ophængt i kabler ned i borehullet, og så måle bjergarternes egenska-ber med faste mellemrum.GR loggen (rød kurve) måler den naturlige radioaktivitet i formationen og er et ud-tryk for hvor meget ler der er tilstede i reservoirbjergarterne. NPHI og RHOB (blå og sorte kurver) loggeneafspejler variationen i bjergarternes porøsitet. De intervaller, hvori der er taget kerner, er markeret med sor-te streger til højre for log-kurverne. På baggrund af sedimentologiske og biostratigrafiske undersøgelser af ker-nemateriale fra Nord Jens-1 boringen er der etableret en sekvensstratigrafisk opdeling af reservoirintervallet– aflejringssekvenserne er betegnet CK1–CK8. Sekvensopdelingen af kernen er herefter overført til genken-delige udslag på log-kuverne, og ved at sammenligne log-mønstrene i de forskellige boringer har det været mu-ligt at udbrede den sekvensstratigrafiske inddeling til de øvrige boringer inden for Valdemar området. I de sidst-nævnte boringer er reservoirintervallet nemlig kun taget boreprøver (kerner) i begrænset omfang, eller ogsåer der slet ingen kerner taget.

GE

OL

OG

IN

YT

FR

AG

EU

S1

/0

3

6

muligt, at korrelere mellem boringerne ogdermed kortlægge evt. forskelle i facies,lerindhold og reservoiregenskaber i sedi-menter af en given alder.

SedimentologiSom det kan ses af Figur 3 så er forskelligedele af reservoirintervallet kernet i NordJens-1,Valdemar-2P og Valdemar-1P borin-gerne. Den bedste kernedækninger findesi Nord Jens-1 boringen, så derfor er den-ne boring brugt som reference boring idette studie. Det gennemborede intervalbestår hovedsagligt af meget finkornedekalkholdige sedimenter, der på grundlag afvisuel bedømmelse af lerindholdet kaninddeles i seks sedimentære facies, spænd-ende fra næsten rene, meget finkornedekalksten til næsten rene lerskifre. Sedi-menterne er aflejret på relativt dybt vand.

Figur 6 viser et eksempel på en sedimen-tologisk beskrivelse af intervallet 7490

–7503 fod i Nord Jens-1 boringen. Somdet fremgår af beskrivelsen er de enkeltelag sjældent mere end 100 cm tykke og afvarierende lithologi, hvilket giver en megethøj grad af vertikal variabilitet i reservoi-ret. Det viste interval illustrerer den bed-re del af reservoiret, domineret af mergle-de og rene kalksten (blå), der i varierendegrad er gennemgravet af bundlevende dyr(Fig. 7), mens mere lerede bjergartstyper(grønne) i denne del er sjældne. Under-søgelse af de kalkrige sedimenter i Scan-ning Elektron Mikroskop (SEM) under for-størrelser på op til 5000–10000 gange,giver mulighed for at undersøgeopbygningen af bjergartens korn, og viserat kalken stammer fra planktoniske alger,coccolither (Fig. 8). De mest kalkrige in-tervaller begynder således at minde omde yngre skrivekridtaflejringer, men i TidligKridt tid udgjorde de rene kalksten kunen forsvindende del af sedimenterne.Figur 9 er et eksempel på en sedimentolo-

gisk beskrivelse af intervallet 7445–7457fod i Valdemar-1P boringen (se Fig. 3). Det-te interval er, i modsætning til det foregå-ende eksempel, domineret af mere lerrigesedimenter (grønne) med dårlige reser-voir egenskaber. Det udvalgte interval vi-ser overgangen fra toppen af reservoirettil den overliggende forseglende lerskifer.Som det ses på Figur 10 og 11 er dissebjergarter meget forskellige fra de mereporøse merglede kalksten, både i kerne-materiale og under stor forstørrelse. Ler-skifrene er således fint laminerede, idet deblev aflejret under iltfattige bundforholduden en bundfauna til at gennemgrave ogforstyrre sedimenterne.

ReservoiregenskaberDe to væsentligste størrelser til beskrivel-se af en bjergarts reservoiregenskaber erporøsitet og permeabilitet (gennemstrøm-lighed) (se boks side 9). Målingerne udfø-res på små, 5 cm lange prøver (plugs) med


Mona-1

Iris-1

I-1x

Baron-2 Nora-1Elin-1

Nord Jens-1

Bo-1

Jens-1 N-22

Nana-1xP

0 0.45

0 100 2.7 1.95

11400

1150010600

9400

9500

9600

9700

9800

9900

10000

10100

10200

10300

10400

10500

10600

10700

10800

10900

11000

10000

10100

10200

10300

10400

10500

10600

10700

10800

10900

11000

11100

11200

10700

10800

10900

11000

11100

11200

11300

11400

11500

11600

11700

11800

11900

12000

12100

12200

12300

12400

12500

12600

12700

12800

11600

11700

11800

11900

12000

12100

12200

12300

12400

12500

12600

12700

12800

12900

13000

13100

GR Envcorr RHOB

NPHI

Ker

ner

CK8

CK7

CK6

CK4

CK3

CK2

CK1

CK5

0 0.45

0 100 2.7 1.95GR Envcorr RHOB

NPHI

0 0.45


NPHI

Ker

ner

0 0.45

0 100 2.7

9700

9800

9900

10000

10100

10200

10300

10400

10500

10600

10700

10800

10900

11000

11100

11200

9700

9600

9800

9900

10000

10100

102007400

7500

7600

7700

7800

7900

8000

7500

7600

7700

7800

7900

8000

8800

8900

90008800

8700

8600

8900

9000

8800

8700

8900

9000

9100

9200

9100

9200

9300

9400

8100

8200

8300

10300

10400

10500

10600

10700

10800

10900

11000

11100

11200

11300

11400

11500

11600

9700

9800

9900

1.95GR Envcorr RHOB

NPHI

Ker

ner

0 0.45


NPHI

Ker

ner

Ker

ner

Ker

ner

0 0.45


NPHI

0 0.45


NPHI

0 0.45


NPHI

0 0.45


NPHI

0 0.45


NPHI

0 0.45

100 2.7 1.95GR Envcorr RHOB

NPHI

FodMD

FodMD

FodMD

FodMD

FodMD

FodMD

FodMD

FodMD

FodMD

FodMD

FodMD

Top Rødby Fm

Top Sola FmTop U. Sola-2

Top U. Tuxen-2

Top M. Tuxen-2

base Munk Marl

Top Valhall Fm

Top intra CKTop jurassic

Figur 5. Log panel med boringer langs en N–S gående linie i dendanske Central Grav (den røde linie på figur 1). På grundlag afbiostratigrafiske dateringer og tolkning af borehulslogs er NedreKridt opdelt i de samme sekvenser som etableret i Valdemar Feltet.Log panelet viser hvordan tykkelsen af især de nederste sekvenservarierer i den danske Central Grav.Tykkelsesvariationen afspejler for-skellene i bassinindsynkningen i Tidlig Kridt.

GE

OL

OG

IN

YT

FR

AG

EU

S1

/0

3


Olieboring i Nordsøen. Billedet er taget fra bore-platformens dæk og viser blandt andet borestren-gen der gennembryder havoverfladen under plat-formen. Foto: Dave Jutson

en diameter på 2,5 cm, der bores ud afborekernen (se Figur 7 og 10). En tredjevigtig målbar enhed i forbindelse med Val-demar reservoiret er lerindholdet i kalk-stenene.

Kerneanalyserne viser at der er en direktesammenhæng mellem porøsitet og perme-abilitet (Fig. 12), således at faldende porø-sitet medfører faldende permeabilitet. For

at have et sammenligningsgrundlag er re-sultaterne af porøsitets- og permeabili-tetsmålinger i kalk af Sen Kridt og Danienalder fra de danske kalkfelter også plottet.De udviser også en direkte relation mel-lem porøsitet og permeabilitet, men foren given porøsitetsværdi er permeabilite-ten højere i kalken end i Nedre Kridt se-dimenterne, så kalken er en bedre reser-voirbjergart.

Sammenholder man lerindholdet i kalk-stenene med porøsiteten viser det sig, atder med god tilnærmelse er en lineærsammenhæng mellem disse to egenskaber,således at stigende lerindhold betyder fal-dende porøsitet. Kerneanalyserne angiveren opdeling af Nedre Kridt sedimenternei to grupper, der repræsenterer hhv. dennedre (Tuxen) og den øvre del (Sola) afreservoiret (markeret med gule og rødeG

EO

LO

GI

NY

TF

RA

GE

US

1/

03

8


Figur 7. Gennemskåret borekerne fra Nord Jens-1 boringen visende lyse, kalkrige lag vekslende med mørke-re mergel lag. Sedimentet er bioturberet af dyr, der søgte efter føde i den øverste del af kalkslammet. Dyre-nes aktivitet ses som forskellige typer gravegange spændende fra små, 1–2 mm i diameter (C: Chondrites) tilstore irregulære (P). Det mørke cirkulære område øverst til højre er et hul, der viser hvor der er boret prøve-materiale ud af kernen.

7490

7495

7500

7503

Øvr

e Tu

xen-

1M

elle

m T

uxen

-2

Tuxe

n F

orm

atio

nen

Nord Jens-1

1 m

Kalk

Mergel kalk

Mergel

Uregelmæssig lamination

Kal

kM

erge

l kal

k

Mer

gel

Ler

Figur 6. Sedimentologisk beskrivelse af kerneinter-vallet fra 7490–7503 fod i Nord Jens-1 boringen.Denne del af boringen viser overgangen mellem re-servoir zonerne Mellem Tuxen-2 og Øvre Tuxen-1 (seFigur 16), som er karakteriseret af et skift fra over-vejende merglet kalk til mere rene kalkbjergarter.Den sedimentologiske log er en grafisk repræsenta-tion af bjergarten, og Figur 7 viser, hvorledes bjerg-arten ser ud i intervallet omkring 7498 fod.

P

C

1 cm.

punkter på Figur 13). For den nedre del afreservoiret (Tuxen) gælder det generelt atolien produceres fra zoner, der har en po-røsitetsværdi på over 25% og et lerind-hold på mindre end 20%, mens det for denøvre del af reservoiret (Sola) gælder atder kan produceres fra enheder medhøjere lerindhold.

Udover høj porøsitet og permeabilitetkræver en produktion fra et reservoir enrelativt høj oliemætning. – Bjergartensoliemætning er et udtryk for, hvor stor endel af porene der er fyldt med olie. I enbjergart med 60% mætning er porerne så-ledes fyldt med en blanding af 60% olie og

40% vand. Mængden af olie i bjergartenbestemmes ud fra log data (modstands-målinger). Olie er i modsætning til vand


GE

OL

OG

IN

YT

FR

AG

EU

S1

/0

3

9

Figur 8. Billede optaget med (SEM)scanning-elektron-mikroskop af enmerglet kalk fra Nedre Kridt. Billedet ertaget med 2000x forstørrelse og viseropbygningen af bjergarten. Hovedkom-ponenten er coccoliter og coccolit-frag-menter (C) med lerpartikler jævnt for-delt i matrix. Coccoliterne har siddetsom skjolde på overfladen af en om-trent kugleformet havalge, der har leveti Kridttids havet. Langt de fleste coccoli-ter er nedbrudt til enkeltkrystaller meden størrelse på 1–2 mm og dannersammen med de øvrige coccolitfrag-menter den egentlige bjergart. Detfremgår også tydeligt, hvor små de en-kelte porer er, og hvor snørklet det po-røse netværk er i kalksten af denne ty-pe.

Sola

For

mat

ione

n

Øvr

e So

la-2

Alb

ian

Skife

r

Valdemar-1P

Mergel kalk

Mergel

Ler skifer

Kal

kM

erge

l kal

k

Mer

gel

Ler

7457

7445

7450

7455

Figur 9. Sedimentologisk beskrivelse af kerneinter-vallet fra 7445–7457 fod i Valdemar-1P boringen.Denne del af boringen viser overgangen mellem re-servoir zonerne Øvre Sola-2 og Albien Skifer (seFigur 16), som er karakteriseret af et skift fra over-vejende merglet kalk til lerskifer. Kalken i den øver-ste del af Øvre Sola-2 er generelt mere lerrig endkalken i den øverste del af Mellem Tuxen-2 (se Figur6). Albien Skifer zonen betragtes som en del af denforseglende lerpakke over reservoiret.

C

C

Porøsitet og PermeabilitetEn bjergarts porøsitet er et udtryk for mængden af hul-rum mellem sedimentkornene, og er dermed et udtrykfor hvor stor et rumfang, der muligvis kan være fyldtmed olie, gas og vand (en del af hulrummene i et olie-felt vil være delvis fyldt med vand). Permeabiliteten er etmål for bevægeligheden af den væske, der er i porerne.I et sediment med høj permeabilitet (f. eks. strandsand)vil væsken hurtigt og næsten frit strømme igennem,mens i et lavpermeabelt sediment (f.eks.moræneler) vilvæsken have svært ved at flytte sig. – Vi kender det frade ”tørre sandjorde” i Vestjylland, hvor vandet løber ligeigennem, i modsætning til de fede lerjorde på Sjælland,hvor vandet bliver holdt tilbage i længere tid.

ikke elektrisk ledende og oliefyldte inter-valler vil udvise højere modstand endvandfyldte intervaller. På baggrund af etdetaljeret kendskab til borehulsforholdeneer det muligt at bestemme hvor stor enandel olie der findes i reservoiret (Fig. 14).Fyldning af et reservoir sker ved fortræng-ning af det oprindelige vand i porerne.Fortrængningen af vand med olie er af-hængig af mængden af tilført olie, varighe-den af olietilførselen samt af trykforholdog porestørrelse i bjergarten. I ValdemarFeltet er oliefordelingen ikke jævnt for-

delt, men udviser en stigende oliemætningmod den vestlige del af feltet. Desuden erder lokale variationer i feltet, der skyldesoliens komplicerede migrationsveje (pga.forkastningsbarriere) ind i feltet. Geokemi-ske analyser af olien i Valdemar Feltet vi-ser at der er tale om en meget sammen-sat olie der kan stamme fra flere forskel-lige steder i Central Graven. Sammenhol-des de geokemiske analyser af olien medoliemætningen i feltet forventes olien atstamme fra området vest eller nordvestfor Valdemar Feltet.

Når først olien er kommet ind i bjergar-ten ”hænger” den fast i porerne og ervanskelig at trække ud igen. Produktionenaf olie er nemmest fra bjergarter med sto-re porer og høj oliemætning, men en stør-re eller mindre del af olien efterlades altidi bjergarten. Denne rest betegnes residualmætning og svarer i Nedre Kridt sedimen-terne til en oliemætning på 40–50%. Dettebetyder at det kun er muligt at producereolie fra de dele af reservoiret, hvor olie-mætningen er betydeligt højere end 50%,typisk reservoir enheder hvor oliemæt-ningerne er over 60–70%. Til sammenlig-ning kan nævnes at residual mætningen iØvre Kridt kalk er så lav som 5–10%; idisse reservoirer kan produktionen derforske fra intervaller med lavere oliemætning,typisk ned til 30%.

Fra kerne til logPorøsitet og lerindhold i en gennemboretbjergart kan beregnes temmelig præcistud fra borehulslogs ved at normaliserelogværdierne. – Normalisering af logværdi-erne foregår ved at sammenligne logvær-dien i en given dybde med målte værdieraf porøsitet eller ler i kernen. Jo flere ker-nemålinger man har til rådighed, jo merepræcist kan man finde sammenhængenmellem logværdier og målte værdier.I PRIORITY projektet har vi analyseret ca.250 prøver. Lerindholdet i bjergarten kanberegnes ud fra gamma ray loggen, der ernormaliseret efter den uopløselige restmålt på kernemateriale. Porøsiteten be-regnes ved hjælp af bl.a. densitets- og neu-tron-loggen der er justeret efter kerne-målinger.Ved at kombinere forskelligeborehulslogs er det således muligt atberegne både lerindhold og porøsitet i deG

EO

LO

GI

NY

TF

RA

GE

US

1/

03


10

Figur 10. Gennemskåret borekerne fra et af de ler-rige intervaller i Nord Jens-1 boringen.Den meget fi-ne, uforstyrrede lamination viser at sedimentet ikkehar været forstyrret af gravende organismer. Dettetyder på at sedimentet blev aflejret mens der her-skede iltfattige forhold på havbunden. Denne bjerg-artstype har dårlige reservoiregenskaber.


11

GE

OL

OG

IN

YT

FR

AG

EU

S1

/0

3

Figur 11. Scanning-elek-tron-mikroskop billedeaf en lersten fra NedreKridt. Billedet er tagetmed 4000x forstørrelseog viser hvordan lerpar-tiklerne er presset sam-men til en lagdelt teks-tur. De enkelte lerpar-tikler er presset væk fraderes oprindelige positi-on og porøsiteten er ho-vedsagelig relateret tilporerne mellem de en-kelte lerflager.

0,01

0,1

1

10

20151050 25 30 35 40 45 50

Porøsitet (%)

Perm

eabi

litet

(m

D)

Danien MaastrichtSola Fm Tuxen Fm

Figur 12. Krydsplot mellem porøsiteter og permea-biliteter målt på små kerneprøver (plugs). Data franedre Kridt reservoirerne (Sola og Tuxen Formation-erne) er sammenlignet med data fra Danien–Maastrichtien kalk. Det ses at faldende porøsitetmedfører faldende permeabilitet, men for en givenporøstitetsværdi (f.eks. 30%) har Nedre Kridt sedi-menterne en væsentlig lavere permeabilitet (ellergennemstrømmelighed) end Danien–Maastrichtienkalk. Den lavere permeabilitet skyldes bl.a. et højerelerindhold, og Nedre Kridt kalk har således ringerereservoiregenskaber sammenlignet med Øvre Kridtkalk.

0

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

Uopløselig rest (%)

Porø

site

t (

%)

Sola Trend

Tuxen Trend

Ø. Tuxen-1

M. Tuxen-2

M. Tuxen-1

Munk Marl

N. Tuxen-3

N. Tuxen-2

Sola Fm

Figur 13. Figuren viser sammenhængen mellem ler-indholdet og porøsiteten i kalkstenene. Der er en li-neær sammenhæng mellem de to egenskaber, såle-des at stigende lerindhold betyder faldende porøsi-tet. Denne karakteristiske relation afspejler de op-rindelige aflejringsforhold, idet stigende lerindholdresulterer i ændring af bjergartens tekstur. Kerne-analyserne angiver en opdeling af Nedre Kridt sedi-menterne i to grupper, der repræsenterer henholds-vis den nedre (Tuxen) og den øvre del (Sola) af re-servoiret. For den nedre del af reservoiret (Tuxen)gælder det generelt at olien produceres fra zoner,der har en porøsitetsværdi over 25% og et lerind-hold på mindre end 20%, mens det fra den øvre delaf reservoiret (Sola) gælder at der kan produceresfra enheder med højere lerindhold.

V A L D E M A R F E L T E TG

EO

LO

GI

NY

TF

RA

GE

US

1/

03

12

Nord Jens-1Valdemar-2P

Valdemar-3P

Ker

ner

Ker

ner

CK8

CK7

CK6

CK4

CK3

CK2

CK5

-7480

-7480

-7440

0 0.5

0 1 0 0 10.5PorøsitetSw Vclay

BVW0 0.5


BVW

0 0.5


BVW

Figur 14. Aflejringssekvenserne CK2–CK8 er her blevet yderligere underinddelt, og der er etableret i alt 16såkaldte reservoir-zoner. Zonerne med grå farve markerer barrierelag, og der foregår således ikke nogenstrømning på tværs af disse lag. De øvrige zoner udgør de egentlige reservoirlag, der indbyrdes varierer medhensyn til reservoirkvalitet og -egenskaber. Reservoiregenskaberne fremgår af de tolkede borehulslogs, der erafbildet som kurver. Lerindholdet er vist med brun farve i det højre spor, mens oliemætningen (lys grå) er visti det venstre spor.Variationen i porøsiteten er vist i det midterste spor, og den del af porerummet der er fyldtmed olie er markeret med grøn farve. De kernede intervaller er vist med langstrakte, kraftige sorte streger.

GE

OL

OG

IN

YT

FR

AG

EU

S1

/0

3

13


Valdemar-1PK

erne

r

Bo-1

Boje-1

Top Rødby Fm.

Top Sola Fm.

Top Ø. Sola-2

Top M. Sola-2

Top M. Sola-1

Top Ø. Sola-1

Top FischschieferBasis Fischschiefer

Top N. Sola-1

Top Ø. Tuxen-1

Top M. Tuxen-2

Top M. Tuxen-1

Top N. Tuxen-2

Top N. Tuxen-1

Top Valhall Fm.

Basis Munk Marl

Top Munk Marl

-7560

-7800

50 fod

-8400

0 0.5


BVW

0 0.5


BVW

0 0.5


BVW

dele af boringerne, hvor der kun findes logdata.

Log data viser, at der er en sammenhængmellem reservoiregenskaber og begravel-sesdybde (Fig. 15). Jo dybere Nedre Kridtsedimenterne er begravet, jo mindre po-røse er de. Dette er en sammenhæng der

gælder for de fleste sedimenter, men gra-den af porøsitetsformindskelse med dyb-den varierer fra bjergart til bjergart. Porø-sitetsformindskelsen med begravelses-dybden er primært afhængig af vægten afde overliggende bjergarter. I forbindelsemed porøsitetsformindskelsen presses po-revæsken ud af bjergarten og denne pres-ses opad til lavere trykforhold. Ofte for-hindres porevæsken i at forsvinde ad tæt-te lerlag på toppen af lagserien. Dettemedfører at porevæsken forbliver i bjer-garten og dermed forhindrer en yderlige-re porøsitetsreduktion.Trykket i disse zo-ner vil være betydelig højere end i bjerg-arter med fri væskebevægelse. I ValdemarFeltet er poretrykket 5000 psi (340 bar),hvilket er 1800 psi (120 bar) højere endhvis der var fri væskebevægelse. Porøsite-ten i feltet er derfor unaturlig høj. ForNedre Kridt sedimenterne generelt gæl-der at de ved begravelsesdybder på mere

V A L D E M A R F E L T E TG

EO

LO

GI

NY

TF

RA

GE

US

1/

03

14

Reservoirenheder

Tyk-kelsefod

Reservoirkvalitet

Facies Heterogenitet Log data Kerne data

lag/m flaser/m Skifer vol.%

Porøsitet%

Højporøsitet

Porøsitetvertikalebrønde

Porøsitethorisontal

brønd

N/Gforhold

log/kerne

Por/IRforhold

pr.10% IRPor/dybde

forholdp.u./100 m

Ingen data

Rødby

Albian skifer

Øvre Sola-2

Øvre Sola-1

Mellem Sola-1

Fischschiefer

Mellem Sola-2

Nedre Sola-1

NedreTuxen-2

Nedre Tuxen-1

Åsgard

64-12

107-18

98-12

62-4812

5-196

0-98

0-82

0-33

2-55

3-126

0-88

0-98

4-108

5-129

7-182

1-3

1,50

0,57

0,45

ukendt

ukendt

1,50

0,57

1,35

2,58

0,87

0,36

0,84

1,05

0,51

1,14

0,33

ukendt

ukendt

1,35

1,14

lamineret

lamineret

lamineret

0,57

1,32

3,12

0,33

lamineret

2114-34

1810-33

144-27

ukendt

ukendt

3010-68

208-5248

24-6824

10-4029

12-5135

10-7425

12-4811

0-2516

5-25 (47)15

6-3030

9-62

3114-45

2314-36

3215-46

2720-42

358-44

179-23

4230-50

3218-43

3831-44

3023-34

ukendt

2820-36

3717-45

3214-45

3614-44

2314-27 B/T

2512-33

3022-40 U

140-23 UB

80-25 B

240-40 T

4011-50 B

2211-38 T

3322-43 U/B

277-42 B/T

218-38 B

248-33 B

3527-48 U

3014-41 B

3315-40 U

3027-35 U

25/31/4317-47

2318-32

3022-36

3524-48

3723-48

3

3-6

6

ukendt

ukendt

6

3

ukendt

6-9

6-15

6-12

6-9

6-9

6

3-9

3-6

0.8/0.6

0.8/0.7

1.0/0.9

0.0/0.0

0.0/0.0

0.6/0.6

0.8/1.0

0.0/0.0

0.8/1.0

0.6/-

0.3/0.0

0.6/0.5

1.0/1.0

0.8/0.6

0.9/0.9

?

-5

-6

-7

-

-4

-5

-5

-3

-3- -5

-

-

-6

-7

-4

-7

?ukendt

ukendt

ukendt

ukendt

ukendt

ukendt

ukendt

ukendt

ukendt

ukendt

ukendt

1P

(1P), 2H

2H, 3H

-

-

-

-

-

ukendt

(2H),(4H)

-

-

3H

(1H), 3H

3H

3H

2H, 3H

Nedre Tuxen-3

Mellem Tuxen-2

Mellem Tuxen-1

Munk Marl

Øvre Tuxen-1

Mellem Sola-3

Dårlig

Dårlig

Dårlig

Dårlig

Dårlig

Dårlig

Dårlig

Rimelig

Rimelig

Megetgod

Rimelig

Rimelig

God

God

God

God

KalkMerglet kalk (lav IR)Merglet kalk (høj IR)

Kalkholdig mergelLerrig mergel

Ler skifer U: UnimodalB: BimodalT: Trimodal

1P, 1H–4H: Brønd navne

Kalk konglomerat

Figur 16. Opdeling af Valdemar Feltets reservoirbjergarter baseret på forskelle i porøsitet, permeabilitet og lerindhold. Data af betydning for reservoirkvaliteten erbåde angivet på baggrund af undersøgelser af kernemateriale og på baggrund af evaluering af borehulslogs. I kolonnen længst til højre er kvaliteten af den enkelte re-servoirzone angivet på en firetrins skala fra meget god til dårlig. Zoner med betegnelsen ”dårlig” udgør interne barrierer i reservoiret samt den nederste del af seglet(Albian Skifer og Rødby). Den relative fordeling af sedimentære facies i de enkelte reservoirzoner er baseret på observationer i Nord Jens-1 boringen.

7000

9000

11000

Dyb

de (

fod)

13000

Øvre Tuxen-1,Mellem Tuxen-2 ogMellemTuxen-1

15000

0.0 10 20 30

Porøsitet %40 50

Figur 15. Porøsiteten formindskes med dybden somfølge af trykket og vægten fra de overliggende bjer-garter. Figuren viser hvordan porøsiteten af NedreKridt kalken varierer regionalt, dvs. data stammerikke kun fra Valdemar Feltet, men der er også ind-draget data fra andre steder i den danske del afCentral Graven, hvor Nedre Kridt kalk er påvist i bo-ringer. Porøsiteterne er bestemt ud fra tolkning afborehuls-logs.Når dybden blive større end ca. 3000 m (10.000fod), bliver porøsiteten så lav, at Nedre Kridt kalkenikke længere er interessant i forbindelse med olieef-terforskning.

end ca. 3000 m er så tætte, at de ikke erinteressante i forbindelse med olieefter-forskning.

Den endelige zoneringVed at kombinere resultaterne af alle denævnte metoder er det muligt at opdelereservoirintervallet i Valdemar Feltet i 16reservoirzoner (Fig. 16). De enkelte zonervarierer i tykkelse fra 2-10 m i de under-søgte boringer (Fig. 16). De er internt he-terogene, dvs. de består af forskellige sedi-menttyper, der hver især har karakteris-tiske reservoiregenskaber, men som gen-nemsnitsbetragtning adskiller den enkeltezone sig fra den underliggende og overlig-gende zone. I Figur 16 er de vigtigste re-servoirparametre opsummeret, ligesomfordelingen af sedimenttyper inden for deenkelte zoner er angivet. Kvaliteten af deenkelte zoner er vurderet på en 4-trinsskala fra dårlig til meget god. Zoner meddårlige reservoiregenskaber og en passen-de tykkelse fungerer som permeabilitets-

barrierer eller segl, og på den baggrundkan reservoirintervallet deles op i to re-servoirenheder adskilt af en intern barrie-re omfattende zonerne Nedre Sola-1 og -2 . Munk Marl zonen har også dårligereservoiregenskaber, men på grund af denbegrænsede tykkelse er det tvivlsomt omden danner en intern barriere, og dermeden yderligere stratigrafisk opdeling af re-servoirintervallet. Zonerne benævnt Albi-en Skifer og Rødby danner topforseglin-gen på reservoiret.

Zoneringen kan følges over hele ValdemarFeltet og ved hjælp af den detaljerede bio-stratigrafiske opdeling og logtolkning erdet muligt at lave geologiske profiler langsde horisontale boringer (Fig. 17). Reser-voir zoneringen kan ligeledes følges i storedele af den danske Centralgrav, men re-servoiregenskaberne ændrer sig lateralt.

Sprækkekortlægning – nøglen tilen bedre feltforståelse?

Kortlægningen af sprækker og forkastnin-ger i Valdemar området er sket ved enrække forskellige metoder, der hver isærgiver et indblik i én og kun én størrelses-orden af strukturer. Den overordnede for-ståelse af Valdemar områdets strukturelleudformning er derfor afhængig af hvilke in-formationer man har adgang til og hvor-dan man er i stand til at sammenfatte re-sultaterne fra de forskellige metoder.

Den strukturelle udvikling for ValdemarFeltet vurderes ud fra tykkelseskort base-ret på seismisk kortlægning og det regio-nale tektoniske mønster kan defineres udfra de store forkastninger, der kan erken-des fra seismiske data (forskydningernelangs disse forkastninger skal være mindst50 m for at kunne erkendes).

Mindre forkastninger langs et horisontalt GE

OL

OG

IN

YT

FR

AG

EU

S

1/

03

15


Valdemar-2H

Valdemar-2P

Nord Jens-1-2150

-2250

-2200

-2300

-2350100 m

Dyb

de (

m)

NØSV

Figur 17. Reservoirzoneringen i Nedre Kridt kan følges over hele Valdemar Feltet og ved hjælp af den detaljerede biostratigrafiske opdeling og logtolkning er det mu-ligt at lave geologiske profiler langs de horisontale boringer. Figuren viser den geologiske model for Valdemar Feltet langs den horisontale boring Valdemar-2H.På baggrund af den detaljerede biostratigrafiske opdeling er det muligt at placere boresporet forholdsvis nøjagtigt i et stratigrafisk interval og sammenholdt med log-informationer er det muligt at definere forsætninger langs forkastninger.

borespor kan ses i det tilfælde hvor manhar etableret en detaljeret biostratigrafi.Med en kendt tykkelse af de forskelligebiozoner kan spring i de tidstypiske mi-krofossiler når man krydser en forkast-ning omregnes til størrelsesordenen for

forsætningen lang forkastningen. Små for-kastninger og sprækker under seismiskopløselighed kan kun ses ved hjælp af”image logs”, der er istand til at vise små(ned til mm store) åbninger i borehuls-væggen. Med dette udstyr er det muligt at

kortlægge sprækkeorientering og tæthedsom er en væsentlig information i forbin-delse med produktionen af olie fra feltet.Åbne sprækker har større permeabilitetend selve bjergarten og vil derfor fungeresom kanaler for olien. Supplerende oplys-G

EO

LO

GI

NY

TF

RA

GE

US

1/

03


16

4.32

55.50

55.49

4.34

Valdemar-3H

Valdemar-3P

Valdemar-2P

Valdemar-1HValdemar-4

Valdemar-1P

Jens-1, 2

Figur 18. Gaussisk kurvatur kort af toppen af reservoirlaget på Valdemar Feltet. I områder hvor bjergarterne bliver udsat for stort tryk eller stræk vil de blive defor-merede (folde og danne sprækker og forkastninger). Denne deformation kan resultere i krumning af bjergarten. Den helt lokale krumning af en lagflade kan bereg-nes som gaussisk kurvatur og høje værdier ses som blå og røde farver på kortet. De røde farver svarer til de højeste værdier. Lineamenter af høj gaussisk kurvatur tol-kes som sprække- og forkastningszoner. På kortet er en række tolkede forkastninger indtegnet med sort.

ninger omkring sprækketyperne og even-tuel fyldning kan findes i kernematerialet,men da både image-logs og kerne materia-le kun findes i begrænsede intervaller mådisse oplysninger overføres til feltskalaved hjælp af en frakturmodel. Denne mo-del sammenholder det etablerede forholdmellem strukturel udvikling og forkast-ningsmønster samt forkastning og spræk-kerelationen.

I Valdemar Feltet er det vanskeligt at kort-lægge sprækkerne på grund af det storeantal og den høje sprækketæthed. Spræk-kekortlægningen præsenteres derfor vedhjælp af det mest detaljerede seismiskeforkastningskort – Gaussian kurvaturkor-tet, der kan bruges som et billede påsprækkefordelingen (Fig. 18).

Forkastningers og sprækkers evne til attransportere eller blokere for olie ellervand afhænger dels af trykforholdene ogorienteringen af forkastningerne ogsprækkerne i feltet og dels af eventueltfyld i sprækkerne. Sprækker i én retningkan være åbne, mens sprækker vinkelretpå kan være lukket på grund af sammen-presning. Denne viden er vigtig i forbindel-se med produktionen af olie, men er ligeså vigtig i forbindelse med borehulsstabili-tet da forsætninger langs de åbne spræk-ker kan skære borestammen over og der-med stoppe for olieproduktionen.

Sprækkemodellen for Valdemar Feltet vi-ser en meget kompleks opbygning i mangeforkastningsafgrænsede blokke. Forkast-ningerne kan være delvis forseglende og

virke som barriere for olien, når den delsbevæger sig ind i feltet og dels når olienbliver indvundet gennem perforerede zo-ner i borerøret.

Reservoirgeologi bliver til efter-forskningResultaterne af reservoirundersøgelserneaf Valdemar Feltet har skabt grundlag foren bredere, regional bedømmelse af Ned-re Kridt bjergarternes reservoirpotentialei den danske del af Centralgraven. Dennevurdering er baseret på kortlægning aftykkelser på grundlag af seismiske data ogboringsdata samt log-baseret bestemmelseaf den regionale variation af porøsitet oglerindhold. Som det fremgår af kortet i Fi-gur 19, mangler Nedre Kridt reservoir-intervallet i store dele af den danske Cen-tralgrav. Dette skyldes dels manglende af-lejring, dvs. nogle af områderne var land iTidlig Kridt tid, dels at nogle områder blevhævet senere i Kridttiden, og Nedre Kridtaflejringerne blev borteroderet. I løbet af G

EO

LO

GI

NY

TF

RA

GE

US

1/

03

17

Gennmeskåret borekærne. Kærnen er fra Adda-1 boringen. Billedet viser en hærdnet kalkhorizont i toppen afsekvens CK-3 (se Figur 4). På den uregelmæssige, hærdnede flade ligger et tyndt lag kalkkonglomerat og fintlamineret sort mergel.


2 cm

Kænozoikum er der sket en stor, menuensartet indsynkning af hele den danskeCentralgrav og Nedre Kridt aflejringernefindes nu på dybder fra 2100 til 4200 munder havets overflade.

Variationen i reservoiregenskaberne påregional skala er kontrolleret af begravel-sesdybden og poretrykket.Vi har etablereten porøsitet/dybderelation for den danskeCentralgrav med udgangspunkt i erfarin-

gerne fra Valdemar Feltet, og vurderer påden baggrund at eventuelle reservoiregenskaber kun er bevaret i Nedre Kridtbjergarter, der er begravet til dybder påmindre end 3000 m. På denne baggrundkan de efterforskningsmæssigt interessan-te områder afgrænses til den sydlige del afden danske Centralgrav (Fig. 19).Ved atkombinere net reservoirtykkelse, reser-voirkvalitet (porøsitet og lerindhold) ogbegravelsesdybde kan dette område yder-

ligere afgrænses, og de mest prospektiveområder i den danske Centralgrav er ud-peget på Figur 19.

Vi har dermed bevæget os fra noget derstartede som en karakterisering af reser-voirenheden i et enkelt felt til noget derfår præg af en vurdering af fremtidige ef-terforskningsmuligheder, – eller med an-dre ord fra reservoirgeologi til olieefter-forskning.


18

5°E

56°N

55°30'N

4°E Norsk - Danske Basin

Inge High

Coffee Soil Forkastningen

MidtNordsøhøjderyg

Ringkøbing–Fyn Højderyggen

25 km

Elin-1Nora-1

Liva-1

Iris-1

Tordenskjold-1

Jeppe-1

Bo-1

Boje-1NorthJens-1

E-1

E-3Roar-2

Jens-1Skarv-1

Adda-1

NW Adda-1

Adda-2 -3 SE Adda-1

Nana-1

Deep Adda-1

Deep Gorm-1

Sten-1Kim-1

Lone-1Rita-1

Gert-1

Gwen-2

Gulnare-1

I-1

Mona-1

Sekvenserne CK4 og CK5Tykkelse og porøsitets kort

0–50

50–100

100–200

>200

Porøsitet

Tykkelse i fod

NORSKSOKKELOMRÅDE

TYSKSOKKELOMRÅDE

HOLLANDSKSOKKELOMRÅDE

ENGELSKSOKKELOMRÅDE

>15%

>20%

Brønd

Saltstruktur

Figur 19. Figuren viser fordelingen af sekvenserne CK4 og CK5 med angivelse af hvor man kan forvente at finde intervaller med reservoiregenskaber.Variationen i re-servoiregenskaberne på regional skala er ikke kun afhængig af lerindholdet men også kontrolleret af begravelsesdybden og poretrykket.Ved at kombinere reservoirtykkelse, reservoirkvalitet (porøsitet og lerindhold) og begravelsesdybde kan prospektive områder afgrænses. Grænseværdierne der er brugt i forbindelse med reser-voirkvaliteten er henholdsvis 15% og 20% porøsitet.

GE

OL

OG

IN

YT

FR

AG

EU

S1

/0

3

GE

OL

OG

IN

YT

FR

AG

EU

S1

/0

3

19

Siden de første fund afolie i den danske del af Nordsøen harudnyttelsen af de danske olieforekom-ster bidraget væsentligt til betalingsba-lancen, og alene i år 2000 skønnedesolie/gas aktiviteterne i Nordsøen at ha-ve en positiv betalingsbalanceeffekt på23 milliarder kroner. Foruden den gun-stige indvirkning på betalingsbalancenmedfører olie/gas aktiviteterne også enforsyningssikkerhed, og i følge progno-serne for den forsatte udnyttelse afolie/gas ressourcerne i Nordsøen vilDanmark være selvforsynende, og der-med uafhængig af leverancer fra dekonfliktfyldte områder i Mellemøsten,frem til år 2015, hvor de største danskefelter vil være udtømte ved dagens for-ventninger til indvindingsgrad.

I denne forbindelse er Nedre Kridt re-servoirbjergarterne meget interessan-te, idet denne del af lagserien indehol-der meget store mængder olie – iValdemar alene anslås der at være om-kring 115 millioner kubikmeter. Pro-duktionsegenskaberne i disse bjergar-ter er yderst ringe, og ingen andresteder i Nordsøen er det lykkedes atbringe tilsvarende reservoir i produkti-on. Da Mærsk Olie og Gas AS begynd-te at producere fra Valdemar i 1993 for-ventede man kun at kunne indvindeomkring 1 procent af den tilstede-værende olie i kontrast til kalkfelterne,hvor indvindingsgraden er i størrelses-ordenen 25–40 procent.Der vil såledesvære betydelig ekstragevinst at hentefor såvel samfundet som industrien,hvis man gennem større viden kankomme op på at indvinde bare 2 eller 4procent.

Det har nu og da væretfremme i offentligheden at olieaktiviteter-ne i Nordsøen udgør en stor miljørisiko.Sandheden er, at landene omkring Nord-søen har reguleret aktiviteterne så meget,at konsekvenserne af selve efterforsk-nings- og produktionsindsatsen ikke er tilat få øje på sammenlignet med andre mil-jøtrusler. Olieforurening af vore strandekan således altid føres tilbage til rensningaf tanke i skibe i transit gennem Nord-søen. Engang imellem sker der en stran-ding af råolietankskibe.Her er problemetikke selve udvindingen,men de begrænse-de muligheder som politikerne har for atregulere skibes adfærd.

Det store problem er den forurening dersker som følge af afbrændingen af olie oggas. I Nordsøområdet og den øvrige for-brugstunge del af verden er dette først ogfremmest et nationalt livsstilsproblem, ogikke et problem der kan løses ved at bedeolieselskaberne om at opføre sig anderle-des. I den del af verden der ikke har etstærkt myndighedsapparat og som ikke ermedlem af inderkredsen, foregår produk-tion nødvendigvis ikke efter samme mil-jøbevidste retningslinier.

Vi kan hjælpe miljøet på to måder:

1) Ved at nedsætte vort energiforbrug

2) Ved at hjælpe tredjeverden producent-lande til at formulere miljøregler og trænedem i at anvende dem overfor olieselska-berne.Ved at nedsætte forbruget af ener-gi, er vi også med til at forlænge den tidhvor olie kan købes for en rimelig pris.Fal-dende produktion af olie fra Nordsøen ogfra Alaska står for døren.Og dermed eftermanges mening en tredje oliekrise.

Da det første danskekalkfelt blev sat i produktion i

1972 var det med en forventning om at2–5% af den tilstedeværende olie kunneproduceres kommercielt.Gennem de sid-ste 30 år er forventningerne til indvin-dingsgraden steget betydeligt, og i dagforventes det at 25-40% af den tilstede-værende olie kan produceres fra kalkfel-terne. Denne markante forøgelse skyldesdels forbedrede teknologiske mulighederbl.a.med indvinding fra horisontale borin-ger kombineret med en større erkendel-se af kompleksiteten og egenskaberne afde kalkbjergarter, hvori olien er fanget.

For at kunne deltage kvalificeret i dis-kussioner med olieselskaberne er detnødvendigt for samfundet at opbygge enparallelkompetence på en række områ-der. GEUS er de danske myndigheders”professionelle” arm i det spil. Vi lærerden rolle dels gennem arbejde for sam-fundets ”myndighedsarme”, Energistyrel-sen i Danmark og Råstofdirektoratet iGrønland,dels gennem forskningsaktivite-ter. Desuden yder GEUS olieselskabernekonsulentjenester. Dette sidste elementer vigtigt. Det giver GEUS lejlighed til atfølge med i områdets intellektuelle ogteknologiske udvikling. Uden den opdate-ring ville relevansen af vores rådgivninghurtigt degenerere. Disse opgaver afdæk-ker endvidere problemer som kan værerelevante forskningsopgaver. Så trekantenforskning, -rådgivning, -konsulentarbejdeer ikke bare en økonomisk nødvendighed.Den sikrer at GEUS’s kompetence bliverudbygget i takt med udviklingen i den in-dustri, som vi deltager i reguleringen af.Dette sikrer GEUS en vis uafhængighed,som betyder at vi kan sige nej til opgaversom ikke er relevante til fordel for opga-ver, af både relevans og kvalitet. GEUS erikke nået til vejs ende i denne proces.Derer stadig fagområder hvor vi ikke har op-bygget den nødvendige parallel kompe-tence,men vi arbejder på det. Ikke for vo-res egen skyld,men for samfundets.

SAMFUNDET FORSKNINGENMILJØET

Nordsøolien og ...

20

GE

OL

OG

IN

YT

FR

AG

EU

S1

/0

3

Danmarks og Grønlands Geologiske Undersøgelse (GEUS) er en forsknings- ogrådgivningsinstitution i Miljøministeriet.Institutionens hovedformål er at udførevidenskabelige og praktiske undersøgel-ser på naturressourcer- og miljøområ-det samt at foretage geologisk kortlæg-ning af Danmark og Grønland.

GEUS udfører tillige rekvirerede opga-ver på forretningsmæssige vilkår.Interesserede kan bestille et gratis abon-nement på GEOLOGI - NYT FRA GEUS.Bladet udkommer 4 gange om året.Henvendelser bedes rettet til:Knud Binzer.

GEUS giver i øvrigt gerne yderligere op-lysninger om de behandlede emner ellerandre emner af geologisk karakter.

Eftertryk er tilladt med kildeangivelse.

GEOLOGI - NYT FRA GEUS

Er redigeret af geolog Knud Binzer (ansvarshavende) i samarbejde med en redaktionsgruppe på institutionen.

Skriv, ring eller mail:GEUSDanmarks og Grønlands Geologiske UndersøgelseØster Voldgade 10, 1350 København K.Tlf.: 38 14 20 00 Fax.: 38 14 20 50E-post: [email protected]: www.geus.dk

GEUS publikationer:Hos Geografforlaget kan alle GEUS’ udgivelser købes.Henvendelse kan ske enten på tlf.:63 44 16 83 eller telefax: 63 44 16 97E-post: [email protected]: www.geografforlaget.dk

Adressen er:GEOGRAFFORLAGET,5464 Brenderup

ISSN 1396-2353

Produktion: GEUS Grafisk

Tryk: Schultz Grafisk A/S.

Foto: Dave Jutson, Peter Warna-Moorsog Kristian Kloth-Jørgensen

Illustrationer: Jette Halskov, StefanSølberg og Henrik Klinge Pedersen

Årsberetning for virksomhedsåret 2002;beretningen rummer en gennemgang af

GEUS’ resultater opnået i 2002 inden forarbejdsprogramområderne: Databanker ogformidling,Vandressourcer, Energiråstoffer,Mineralske råstoffer og Grønlandskortlæg-ning og Natur og Miljø som varetages afforskningsafdelingerne samt GEUS’ inter-nationale aktiviteter. Endvidere gives i glimten kort omtale af særlige begivenheder iårets løb. Endelig omtales GEUS’ økonomi-ske nøgletal og organisation.

En kopi kan rekvireres på telefon 38 14 22 22

Overrækkelse af Danmarks geologi-pris 2002:Danmarks geologipris er indstiftet af GEUSog uddeles i Dansk Geologisk Foreningsregi. Prisen på 25.000 kr. for 2002 tilfalderHans Christian Larsen, leder af DanskLithosfærecenter. Overrækkelsen fandtsted på Geologisk Museum og blev foreta-get af GEUS’ direktør Martin Ghisler.

P O S T B E S Ø R G E T B L A D

0900 KHC

Documents

Geologi Nyt fra GEUS, nr. 1, Juni 2003 · NYT FRA GEUS GEOLOGI NR. 1 JUNI 2003 TEMANUMMER VALDEMAR FELTET - en reservoirgeologisk undersøgelse