NATIH OLIE FELTET. Forhistorien

Transkript

1 NATIH OLIE FELTET Forhistorien Forfatteren til denne artikel har tidligere fortalt (Geologisk Nyt nr. 1,2003) om overflade geologien for Natih antiklinalen i Oman. I den forbindelse blev det nævnt at antiklinalen også indeholdt et af Omans største oliefelter. Lad os derfor benytte lejligheden til at se nærmere på dette oliefelt. Den første olie i Oman blev fundet i 1964 i Nordoman i Yibal feltet og senere i Natih feltet (Figur 1). Oman havde i begyndelsen af 1960 serne stort set ingen Figur 1- Oversigtskort over Nordoman med oliefelterne infrastruktur. Bortset fra kyst området var indlandet ukendt. Foreksempel den første europæer krydsede først Rub Al Khali ørkenen i begyndelsen af 1950 erne. Selvom olie industrien dengang havde små hundrede år på bagen var mange af de metoder til at finde olie, som vi kender i dag, i sin barndom. Således var seismik en relativ ny opfindelse og kvaliteten meget inferiør sammenlignet med i dag. Olie efterforskningen i Oman var startet i slutningen af halvtredserne med ringe resultat. Men omkring 1960 overtog Shell, Total og Partex (alle tre olieselskaber) olieefterforskningen efter en overenskomst med den daværende omanske regering. De tre selskaber formede et konsortium Petroleum Development of Oman, PDO. Kontrakten udløber i Den omanske stat overtog senere 60 % af PDO og i dag er PDO et stats olieselskab hvor de oprindelige private partnere deltager med finansiering og

2 teknisk bistand. PDO har i øvrigt en hjemmeside, pdo.co.om, som kan anbefales at besøge. Da konsortiet startede efterforskningen var de stillet over for en gigantisk opgave. Man brugte de traditionelle metoder til olieefterforskning, geologisk kortlægning af overflade geologien hvori indgik en større kortlægning ved hjælp af flyfotos. De første boretårne måtte flyves ind, idet der ingen ordentlig vej fandtes igennem bjergene. De første boringer blev boret på antiklinaler, som blev identificeret ved den førnævnte kortlægning. Natih antiklinalen var en af de første, der blev boret med positiv resultat. Produktionen blev påbegyndt i 1967 efter man havde konstrueret en rørledning ud til kysten og installeret udskibnings anlæg samme sted. Produktionen i Oman nåede næsten 800,00 tønder olie pr dag for nogle år siden er er nu lidt lavere. Natih feltet indeholder 450 millioner m 3 olie hvoraf man antager at ca. 65 millioner m 3 kan udvindes. Ca. 70 % af olien findes i det øverste reservoir lag, Natih A. Reservoiret Hoved reservoiret i Natih feltet er Natih Formationen, der er fra Kridt tiden (Figur 2). Natih Formationen er ca. 380 m tyk og er inddelt i 6 reservoir lag, som er navngivet som følger: AB, C, D, E, F og G (Figur 3). Forseglingen af reservoirerne er den overliggende Fiqa shale samt intraformationelle skifer lag mellem reservoirerne. Reservoirerne består af cyklisk af lejret kalkstens sekvenser (Figur 4). Kalkstens sekvenserne består øverst ofte af en fossil rig rudist kalksten (grain- og packstone). Kalkstenen har en porøsitet på 20 til 30 % og en permeabilitet på 10 til 100 milli Darcy (md). Under den findes en mindre fossil rig kalksten (foraminifer wackestone). Kalken er bioturberet. Selvom porøsiteten næsten er den samme som for det overliggende lag er permeabiliteten meget lavere, 1 til 10 md. Det skyldes at porerne er submikroskopiske og kun kan ses i et elektronmikroskop. Den nederste del af kalklaget er næsten uden fossiler (mudstone), til tider lerholdig og meget tæt, dvs. næsten ingen porøsitet og permeabilitet. Rudist kalkstenen findes især i C, D og E lagene. Porøsiteten og permeabiliteten er målt på borehuls kerner. Permeabiliteten kan også måles ved hjælp af tryk data opnået ved målinger i produktions boringer ( build-up permeability ). Når man sammenholder permeabilitets data opnået ved produktions målinger og kerne data observere man at der kan være store afvigelser fra det forventede. I Natih A/B reservoiret er permeabiliteten forventet til at være mindre end 10 md (baseret på bore kerne målinger), idet rudist kalkstenen mangler i toppen. Ikke desto mindre er der målt op til md i nogle boringer. Denne afvigelse skyldes at kalkstenen er sprækket. Det har selvfølgelig medvirket til en høj olie produktion specielt da feltet var nyt.

3 Figur 2 Omans Kridt og Tertiær stratigrafi Diagenesen af kalken Som nævnt før har kalken 20 til 30 % porøsitet i Natih feltet, men i bjergene, hvor kalken går i dagen (e.g. Wadi Muyadin), har den mistet al sin porøsitet. Selvom Natih feltet har været udsat for foldninger har Natih kalkstenen ikke været begravet dybere end 1700 m, hvorimod i bjergene har den været begravet til ca m før den igen blev skubbet op til overfladen og eroderet fri. Forskellen i porøsitet er derfor en funktion af dybden hvortil kalken blev begravet (burial diagenesis). Den høje porøsitet i Natih Feltet er tæt på den porøsitet et finkornet kalksediment har efter den første kompaktion. Kalken har i perioder været hævet over hav niveau specielt efter aflejringen af kalken men før aflejringen af Fiqa Formationen. Da kalken blev eksponeret og eroderet blev den udsat for indtrængen af fersk grundvand. Man ser derfor

4 Figur 3 Natih type log mini karst fænomener. Det har selvfølgelig haft en positiv effekt på porøsiteten og permeabiliteten. I Natih A laget varierer porøsiteten fra 30 til 25 % fra syd mod nord. Denne variation kan muligvis være et resultat af opløsning.

5 Figur 4 Natih sekvens Strukturen Som nævnt er Natih feltet en antiklinal, hvoraf olien findes indenfor et areal på ca. 60 km2. Den nordlige afgrænsning er en revers forkastning med et fald på ca m og en orientering på Selve strukturen er gennemskåret af mange mindre forkastninger med et fald på 5 til 10 m. Den strukturelle historie er beskrevet i figur 5. Det skal dog her nævnes at toppen af Natih Formationen er eroderet mod syd, hvad der antyder at toppen af strukturen lå på dette sted og siden er flyttet mod nord. De oprindelige struktur kort var baseret på bore data og et begrænset antal seismiske linjer (Figur 6). Selvom struktur kortet var udmærket gav det slet ikke de detaljer der var nødvendigt for at kortlægge sprække systemet. I begyndelsen af halvfemserne skød PDO, derfor et 3D seismisk netværk over feltet (3D seismik er et meget finmasket seismik net, linie afstanden er måske 50 til 100m, hvor traditionel 2D seismik har 1000 m mellem linjerne eller mere). Det gav mulighed for et meget detaljeret struktur kort på toppen af Natih Formationen, som i øvrigt er let genkendelig på de seismiske linjer. Det nye struktur kort har sammen med de traditionelle sprække målings metoder i boringerne givet et meget bedre billede af sprækkernes orientering og tæthed. Det har naturligvis hjulpet i forståelsen af de produktions problemer man i tidernes løb har observeret. Produktionen Produktionen fra feltet kom meget hurtigt op på 100,000 tønder olie per dag men er nu i dag nede på næsten 20,000 tønder olie. Til gengæld er vand produktionen steget og udgør nu ca. 30,000 tønder per dag. Der er i dag boret 142 brønde i Natih feltet (Figur 7) hvoraf de sidste 11 er boret horisontalt i reservoirerne.

6 Figur 5 Natih tektonisk udvikling Vandinjektion blev påbegyndt i feltet i 1972 efter et brat tryk fald i reservoiret. Men vand injektionen viste sig ikke at være midlet til at opretholde trykket. Meget hurtig begyndte produktions boringer på toppen af strukturen at producere vand. Man introducerede derfor gasinjektion i 1982 i boringer på toppen af strukturen. Den injicerede gas opretholdt trykket men pressede også vandet ud af sprække systemet. Herved kunne olien i kalk matrixen dryppe ud og samle sig under den ekspanderende gaskappe (gas/oil gravity drainage proces). De tidligere vand injektions brønde på flanken blev konverteret til produktions brønde. De producerer med højt vandindhold. Ikke desto mindre er trykket i reservoiret faldet. Når man borer nye boringer gælder det om at bore Fiqa skiferen så hurtigt som muligt for ikke at få bore problemer. Skifren har det med at svulme op og bore røret kan derved let sætte sig fast. Forerøret sættes derfor i den øverste del af Natih Formationen så Fiqa skifren ikke er eksponeret til bore vandet længere end nødvendigt. Derefter bores reservoiret med vand. Da trykket er lavt forsvinder alt vandet samt cuttings ud i formationen eller sprække systemet, dvs. man borer med no returns. Det er derfor ikke muligt at lave en traditionel bore beskrivelse, geologen må nøjes med de elektriske logs eller kerner.

7 Produktions stationen på overfladen indeholder kun det nødvendige udstyr og betjenes af 3 to 4 mand. Produktionen pumpes fra feltet til det nærliggende Fahud felt, hvor olien samles fra flere felter og derfra pumpes i hovedrørledningen ud til kysten. Fahud er samtidig hoved basen for operationerne i Nordoman. Her arbejder flere hundrede mennesker, der er kontorer, værksteds faciliteter, flyveplads og meget mere. Top Natih Figur 6 Strukturkort over Natih feltet med seismisk linie Kilde bjergarten for olien Natih feltets olie er en blandings olie. Den består af olie dannet dels fra de bituminøse kalklag af Natih B og E kilde lagene, som er modne moder bjergarter i Suneinah bassinet nord for feltet og dels af olie der er dannet af

8 de Prækambriske moderbjergarter, som findes i en dybde af ca m under Natih strukturen. Olien er vandret op langs sprække og forkastnings zoner formodentlig i forbindelse med de tektoniske faser i Tertiær. Afsluttende bemærkninger Natih feltet er et udmærket eksempel på, hvorledes et oliefelt udvikles, først lader man det producere og observerer hvorledes produktionen forløber. Derefter sættes der ind med forskellige metoder for at vedligeholde olieproduktionen og gøre udnyttelsesgraden så stor som muligt. Nye metoder og teknikker introduceres, som øger forståelsen for geologien og derved mulighederne for produktions optimering. Det er en iterativ proces, som foregår indtil feltet ikke kan mere og opgives. Figur 7 Natih feltet bore rig

9 Figur 8 Udsigt over Natih feltet