VALDEMAR FELTET - en reservoirgeologisk undersøgelse

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

Hovedparten af olien og naturgassen fra den danske del af Nordsøen kommer fra oliefelter, hvor reservoirbjergarten er en højporøs kalk meget lig skrivekridtet på Møns Klint. Reservoirbjergarterne i disse såkaldte kalkfelter er af Sen Kridt - Tidlig Tertiær alder, og blev aflejret på et tidspunkt, hvor Nordsøen og store dele af Nordvest Europa var dækket af et tempereret havområde, hvortil der blev tilført meget små mængder af ler og silt. I et enkelt dansk oliefelt, Valdemar Feltet, er reservoirbjergarterne derimod hovedsageligt af Tidlig Kridt alder (Fig. 1). De tilhører Tuxen og Sola Formationerne, og blev aflejret på et tidspunkt, hvor der var en større tilførelse af ler og silt til Nordsø bassinet. Bjergarterne består således af urene, merglede kalksten med variabelt indhold af ler, og har derfor meget varierende og generelt ringere reservoiregenskaber, end det rene skrivekridt.

Figur 1. Kort over den vestligste del af den danske Nordsø (Centralgraven) visende tykkelsen af Tuxen og Sola Formationerne samt placeringen af Valdemar Feltet. Kortudsnittet svarer til det indrammede område på kortet i nederste venstre hjørne. Den røde linie viser placeringen af boringerne i Fig. 5 og det indrammede område svarer til kortet i Fig. 2.

Bjergarterne i Valdemar Feltet adskiller sig både fra dem i de mere velkendte danske kalkfelter og fra reservoirbjergarterne i andre oliefelter. Derfor er det ikke muligt at overføre produktionserfaringer fra andre typer af oliefelter til Valdemar Feltet, hvilket har gjort olieudvinding fra dette felt til en stor udfordring. Forbedringer af indvindingsgraden kræver således en målrettet forskning. Dette er bl.a. sket ved en kombination af industrifinancieret forskning og udvikling, og statslig forskning støttet af det nu stærkt reducerede Energiforskningsprogram (EFP).

Det netop afsluttede PRIORITY projekt omfattede en fælles statslig (delvis EFP støttet) og privat (Mærsk Olie og Gas) forskningsindsats over 5 år, bl.a. med det formål at få en bedre forståelse af Nedre Kridt bjergarterne og deres reservoiregenskaber i den danske del af Nordsøen.

Nm 3 Normalkubikmeter er en måleenhed for naturgas, der angiver rumfanget ved standardbetingelserne 1 atmosfæres tryk og 0 o C. Grunden til at denne standardenhed bruges, er at naturgassens volumen er afhængigt af trykket, således at gassen fylder meget mindre (200-300 gange) nede i reservoiret end på jordoverfladen.

Valdemar Feltet er dannet som følge af en svag foldning og deraf følgende opbuling af Nedre Kridt sedimenterne i seneste Kridt-Eocæn tid, for ca. 80-40 millioner år siden. De foldede lag danner et langstrakt N-S orienteret dome med to toppunkter, det sydlige ved Bo-1 boringen og det nordlige ved Nord Jens-1 boringen (Fig. 2). Seismisk kortlægning af den reflektor, der repræsenterer toppen af Nedre Kridt lagene, viser at der er en højdeforskel på ca. 300 m fra toppunktet ved Nord Jens-1 boringen til lavningen mellem Nord Jens-1 og Boje-1 boringerne (Fig. 2). I forbindelse med foldningen og en senere hævning af området er der dannet et kompliceret netværk af forkastninger og sprækker. Kortlægning af sprækker og forkastninger er sket ved analyse af seismiske data og borehulslogs samt detaljerede biostratigrafiske undersøgelser af horisontale boringer. Sprækkerne har ikke kun indflydelse på reservoiregenskaberne, men udgør også et stort geoteknisk problem, idet de påvirker borehullets stabilitet.

Valdemar området er gennemboret af 12 boringer, hvoraf de syv er konventionelle vertikale eller subvertikale boringer, mens fem boringer (Valdemar 1H, 2H, 3H, 4H og 6H) er avancerede horisontale til subhorisontale boringer. Produktionen foregår udelukkende fra den nordlige del af området, fra boringer boret fra en platform placeret nær Nord Jens-1, og det er disse boringer der er undersøgt i forbindelse med udarbejdelsen af modellen for Valdemar Feltet. Nedre Kridt reservoirbjergarterne er ikke homogene, men be-står af 7-15 m tykke porøse zoner adskilt af tætte lag. Reservoirbjergarterne har en samlet tykkelse på 50 m i Valdemar området. Den begrænsede tykkelse vanskeliggør yderligere opdeling af reservoirenheden på grundlag af seismiske data, så for- ståelsen af lokale og regionale tykkelsesvariationer og ændringer i reservoiregenskaber er især baseret på data fra borehulslogs og kerner.

Figur 2. Kort over Valdemar området visende dybden til toppen af Sola Formationen. De lyse områder viser hvor Nedre Kridt bjergarterne ligger højt, mindre end 2450 m under havbunden, mens de mørke farver angiver områder, hvor bjergarterne ligger dybt, mere end 2750 m under havbunden. Den varierende afstand til havbunden 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 profilet i figur 3 og 14. De hvide linier viser forløbet af de horisontale boringer (1H-4H).

Reservoirzone ring
- Hvordan gør man?
Målet med en zonering af reservoiret i Valdemar Feltet er at få en forståelse af den vertikale (tidsmæssige) såvel som horisontale variation i reservoiregenskaber som følge af forskelle i f.eks. sedimentære forhold. lerindhold og begravelsesdybde. Et sådant arbejde starter med etableringen af et stratigrafisk rammeværk, der gør det muligt at sammenligne så nøjagtigt som muligt mellem boringerne i feltet. Efterfølgende er alle borekerner beskrevet, bl.a. for at få en forståelse af den vertikale og horisontale variation og udbredelsen i aflejringstyper. Der er herefter gennemført et større analyseprogram på materiale fra borekernerne, bl.a. måling af porøsitet, permeabilitet (gennemstrømlighed) og lerindhold. Detaljerede sedimentologiske undersøgelser og analyser af bjergartsegenskaber er begrænset til de få boringer, hvor der er taget kerner (de intervaller hvorfra der er kerner er vist på Figur 3). For at kunne bruge disse resultater i hele Valdemar området, og således indarbejde en zonering der omfatter hele feltet, er det nødvendigt at fastlægge sammenhængen mellem de målte bjergartsparametre og det respons som de forskellige borehulslogs giver. Det omfattende analyseprogram i forbindelse med PRIORITY projektet har gjort det muligt at etablere en ganske præcis kerne-til-log korrelation, således at borehulsloggene kan bruges til at sætte tal på porøsitet, permeabilitet, lerindhold og oliemætning.

Figur 3. Figuren viser korrelationen af seks boringer fra Valdemar området og for hver boring er der afbildet tre forskellige kurver. Kurverne er fremkommet som et resultat af en række borehuls-målinger eller logs, der er optaget ved at sænke instrumenter ophængt i kabler ned i borehullet, og så måle bjergarternes egenskaber med faste mellemrum. GR loggen (rød kurve) måler den naturlige radioaktivitet i formationen og er et udtryk for hvor meget ler der er tilstede i reservoirbjergarterne. NPHI og RHOB (blå og sorte kurver) loggene afspejler variationen i bjergarternes porøsitet. De intervaller, hvori der er taget kerner, er markeret med sorte streger til højre for log-kurverne. På baggrund af sedimentologiske og biostratigrafiske undersøgelser af kernemateriale 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 genkendelige udslag på log-kuverne, og ved at sammenligne log-mønstrene i de forskellige boringer har det været muligt at udbrede den sekvensstratigrafiske inddeling til de øvrige boringer inden for Valdemar området. I de sidstnævnte boringer er reservoirintervallet nemlig kun taget boreprøver (kerner) i begrænset omfang, eller også er der slet ingen kerner taget.

Figur 4. Korrelationsskema visende sammenhængen mellem de forskellige stratigrafiske inddelinger og reservoirzoneringen. Reservoir intervallet består af to lithostratigrafiske enheder (Tuxen og Sola Formationerne) og seks aflejringssekvenser (CK1-CK8). Den biostratigrafiske opløsning er betydeligt bedre, og det er muligt at opstille 40 lokale zoner. Der er således flere biostratigrafiske zoner repræsenteret i hvert af de 14 reservoirzoner, som er defineret.

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

Sedimentologi
Som det kan ses af Figur 3 så er forskellige dele af reservoirintervallet kernet i Nord Jens-1, Valdemar-2P og Valdemar-1P boringerne. Den bedste kernedækninger findes i Nord Jens-1 boringen, så derfor er denne boring brugt som reference boring i dette studie. Det gennemborede interval består hovedsagligt af meget finkornede kalkholdige sedimenter, der på grundlag af visuel bedømmelse af lerindholdet kan inddeles i seks sedimentære facies, spændende fra næsten rene, meget finkornede kalksten til næsten rene lerskifre. Sedimenterne er aflejret på relativt dybt vand.

Figur 6 viser et eksempel på en sedimentologisk beskrivelse af intervallet 7490 -7503 fod i Nord Jens-1 boringen. Som det fremgår af beskrivelsen er de enkelte lag sjældent mere end 100 cm tykke og af varierende lithologi, hvilket giver en meget høj grad af vertikal variabilitet i reservoiret. Det viste interval illustrerer den bedre del af reservoiret, domineret af merglede og rene kalksten (blå), der i varierende grad er gennemgravet af bundlevende dyr (Fig. 7), mens mere lerede bjergartstyper (grønne) i denne del er sjældne. Undersøgelse af de kalkrige sedimenter i Scanning Elektron Mikroskop (SEM) under forstørrelser på op til 5000-10000 gange, giver mulighed for at undersøge opbygningen af bjergartens korn, og viser at kalken stammer fra planktoniske alger, coccolither (Fig. 8). De mest kalkrige intervaller begynder således at minde om de yngre skrivekridtaflejringer, men i Tidlig Kridt tid udgjorde de rene kalksten kun en forsvindende del af sedimenterne.

Figur 9 er et eksempel på en sedimentologisk beskrivelse af intervallet 7445-7457 fod i Valdemar-1P boringen (se Fig. 3). Dette interval er, i modsætning til det foregående eksempel, domineret af mere lerrige sedimenter (grønne) med dårlige reservoir egenskaber. Det udvalgte interval viser overgangen fra toppen af reservoiret til den overliggende forseglende lerskifer. Som det ses på Figur 10 og 11 er disse bjergarter meget forskellige fra de mere porøse merglede kalksten, både i kernemateriale og under stor forstørrelse. Ler- skifrene er således fint laminerede, idet de blev aflejret under iltfattige bundforhold uden en bundfauna til at gennemgrave og forstyrre sedimenterne.

Reservoiregenskaber
De to væsentligste størrelser til beskrivelse af en bjergarts reservoiregenskaber er porøsitet og permeabilitet (gennemstrømlighed) (se boks side 9). Målingerne udføres på små, 5 cm lange prøver (plugs) med en diameter på 2,5 cm, der bores ud af borekernen (se Figur 7 og 10). En tredje vigtig målbar enhed i forbindelse med Valdemar reservoiret er lerindholdet i kalkstenene.

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

Figur 6. Sedimentologisk beskrivelse af kerneintervallet fra 7490-7503 fod i Nord Jens-1 boringen. Denne del af boringen viser overgangen mellem reservoir zonerne Mellem Tuxen-2 og Øvre Tuxen-1 (se Figur 16), som er karakteriseret af et skift fra overvejende merglet kalk til mere rene kalkbjergarter. Den sedimentologiske log er en grafisk repræsentation af bjergarten, og Figur 7 viser, hvorledes bjergarten ser ud i intervallet omkring 7498 fod.

Kerneanalyserne viser at der er en direkte sammenhæng mellem porøsitet og permeabilitet (Fig. 12), således at faldende porøsitet medfører faldende permeabilitet. For at have et sammenligningsgrundlag er resultaterne af porøsitets- og permeabilitetsmålinger i kalk af Sen Kridt og Danien alder fra de danske kalkfelter også plottet. De udviser også en direkte relation mellem porøsitet og permeabilitet, men for en given porøsitetsværdi er permeabiliteten højere i kalken end i Nedre Kridt sedimenterne, så kalken er en bedre reservoirbjergart.

Sammenholder man lerindholdet i kalkstenene med porøsiteten viser det sig, at der med god tilnærmelse er en lineær sammenhæng mellem disse to egenskaber, således at stigende lerindhold betyder faldende porøsitet. Kerneanalyserne angiver en opdeling af Nedre Kridt sedimenterne i to grupper, der repræsenterer hhv. den nedre (Tuxen) og den øvre del (Sola) af reservoiret (markeret med gule og røde punkter på Figur 13). For den nedre del af reservoiret (Tuxen) gælder det generelt at olien produceres fra zoner, der har en porøsitetsværdi på over 25% og et lerindhold på mindre end 20%, mens det for den øvre del af reservoiret (Sola) gælder at der kan produceres fra enheder med højere lerindhold.

Porøsitet og Permeabilitet En bjergarts porøsitet er et udtryk for mængden af hulrum mellem sedimentkornene, og er dermed et udtryk for hvor stor et rumfang, der muligvis kan være fyldt med olie, gas og vand (en del af hulrummene i et oliefelt vil være delvis fyldt med vand). Permeabiliteten er et mål 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) vil væsken have svært ved at flytte sig. - Vi kender det fra de 'tørre sandjorde' i Vestjylland, hvor vandet løber lige igennem, i modsætning til de fede lerjorde på Sjælland, hvor vandet bliver holdt tilbage i længere tid.

Fyldning af et reservoir sker ved fortrængning af det oprindelige vand i porerne. Fortrængningen af vand med olie er afhængig af mængden af tilført olie, varigheden af olietilførselen samt af trykforhold og porestørrelse i bjergarten. I Valdemar Feltet er oliefordelingen ikke jævnt fordelt, men udviser en stigende oliemætning mod den vestlige del af feltet. Desuden er der lokale variationer i feltet, der skyldes oliens komplicerede migrationsveje (pga. forkastningsbarriere) ind i feltet. Geokemiske analyser af olien i Valdemar Feltet viser at der er tale om en meget sammensat olie der kan stamme fra flere forskellige steder i Central Graven. Sammenholdes de geokemiske analyser af olien med oliemætningen i feltet forventes olien at stamme fra området vest eller nordvest for Valdemar Feltet.

Figur 8. Billede optaget med (SEM) scanning-elektron-mikroskop af en merglet kalk fra Nedre Kridt. Billedet er taget med 2000x forstørrelse og viser opbygningen af bjergarten. Hovedkomponenten er coccoliter og coccolit-fragmenter (C) med lerpartikler jævnt fordelt i matrix. Coccoliterne har siddet som skjolde på overfladen af en omtrent kugleformet havalge, der har levet i Kridttids havet. Langt de fleste coccoliter er nedbrudt til enkeltkrystaller med en størrelse på 1-2 mm og danner sammen med de øvrige coccolitfragmenter den egentlige bjergart. Det fremgår også tydeligt, hvor små de enkelte porer er, og hvor snørklet det porøse netværk er i kalksten af denne type.

Når først olien er kommet ind i bjergarten 'hænger' den fast i porerne og er vanskelig at trække ud igen. Produktionen af olie er nemmest fra bjergarter med store porer og høj oliemætning, men en større eller mindre del af olien efterlades altid i bjergarten. Denne rest betegnes residual mætning og svarer i Nedre Kridt sedimenterne til en oliemætning på 40-50%. Dette betyder at det kun er muligt at producere olie fra de dele af reservoiret, hvor oliemætningen er betydeligt højere end 50%, typisk reservoir enheder hvor oliemætningerne er over 60-70%. Til sammenligning kan nævnes at residual mætningen i Øvre Kridt kalk er så lav som 5-10%; i disse reservoirer kan produktionen derfor ske fra intervaller med lavere oliemætning, typisk ned til 30%.

Figur 9. Sedimentologisk beskrivelse af kerneintervallet fra 7445-7457 fod i Valdemar-1P boringen. Denne del af boringen viser overgangen mellem reservoir zonerne Øvre Sola-2 og Albien Skifer (se figur 16), som er karakteriseret af et skift fra overvejende merglet kalk til lerskifer. Kalken i den øverste del af Øvre Sola-2 er generelt mere lerrig end kalken i den øverste del af Mellem Tuxen-2 (se figur 6). Albien Skifer zonen betragtes som en del af den forseglende lerpakke over reservoiret.

Fra kerne til log Porøsitet og lerindhold i en gennemboret bjergart kan beregnes temmelig præcist ud fra borehulslogs ved at normalisere logværdierne. - Normalisering af logværdierne foregår ved at sammenligne logværdien i en given dybde med målte værdier af porøsitet eller ler i kernen. Jo flere kernemålinger man har til rådighed, jo mere præcist kan man finde sammenhængen mellem logværdier og målte værdier.

I PRIORITY projektet har vi analyseret ca. 250 prøver. Lerindholdet i bjergarten kan beregnes ud fra gamma ray loggen, der er normaliseret efter den uopløselige rest målt på kernemateriale. Porøsiteten beregnes ved hjælp af bl.a. densitets- og neutron-loggen der er justeret efter kernemålinger. Ved at kombinere forskellige borehulslogs er det således muligt at beregne både lerindhold og porøsitet i de dele af boringerne, hvor der kun findes log data. Log data viser, at der er en sammenhæng mellem reservoiregenskaber og begravelsesdybde (Fig. 15). Jo dybere Nedre Kridt sedimenterne er begravet, jo mindre porøse er de. Dette er en sammenhæng der gælder for de fleste sedimenter, men graden af porøsitetsformindskelse med dybden varierer fra bjergart til bjergart

Figur 11. Scanning-elektron-mikroskop billede af en lersten fra Nedre Kridt. Billedet er taget med 4000x forstørrelse og viser hvordan lerpartiklerne er presset sammen til en lagdelt tekstur. De enkelte lerpartikler er presset væk fra deres oprindelige position og porøsiteten er hovedsagelig relateret til porerne mellem de enkelte lerflager.

Porøsitetsformindskelsen med begravelses- dybden er primært afhængig af vægten af de overliggende bjergarter. I forbindelse med porøsitetsformindskelsen presses porevæsken ud af bjergarten og denne presses opad til lavere trykforhold. Ofte forhindres porevæsken i at forsvinde ad tætte lerlag på toppen af lagserien. Dette medfører at porevæsken forbliver i bjergarten og dermed forhindrer en yderligere porøsitetsreduktion. Trykket i disse zoner vil være betydelig højere end i bjergarter med fri væskebevægelse. I Valdemar Feltet er poretrykket 5000 psi (340 bar), hvilket er 1800 psi (120 bar) højere end hvis der var fri væskebevægelse. Porøsiteten i feltet er derfor unaturlig høj. For Nedre Kridt sedimenterne generelt gælder at de ved begravelsesdybder på mere end ca. 3000 m er så tætte, at de ikke er interessante i forbindelse med olieefterforskning.

Figur 10. Gennemskåret borekerne fra et af de lerrige intervaller i Nord Jens-1 boringen. Den meget fine, uforstyrrede lamination viser at sedimentet ikke har været forstyrret af gravende organismer. Dette tyder på at sedimentet blev aflejret mens der herskede iltfattige forhold på havbunden. Denne bjergartstype har dårlige reservoiregenskaber.

Figur 12. Krydsplot mellem porøsiteter og permeabiliteter målt på små kerneprøver (plugs). Data fra nedre Kridt reservoirerne (Sola og Tuxen Formationerne) er sammenlignet med data fra Danien- Maastrichtien kalk. Det ses at faldende porøsitet medfører faldende permeabilitet, men for en given porøstitetsværdi (f.eks. 30%) har Nedre Kridt sedimenterne en væsentlig lavere permeabilitet (eller gennemstrømmelighed) end Danien-Maastrichtien kalk. Den lavere permeabilitet skyldes bl.a. et højere lerindhold, og Nedre Kridt kalk har således ringere reservoiregenskaber sammenlignet med Øvre Kridt kalk.

Figur 13. Figuren viser sammenhængen mellem lerindholdet og porøsiteten i kalkstenene. Der er en lineær sammenhæng mellem de to egenskaber således at stigende lerindhold betyder faldende porøsitet. Denne karakteristiske relation afspejler de oprindelige aflejringsforhold idet stigende lerindhold resulterer i ændring af bjergartens tekstur. Kerneanalyserne angiver en opdeling af Nedre Kridt sedimenterne i to grupper, der repræsenterer henholdsvis den nedre (Tuxen) og den øvre del (Sola) af reservoiret. For den nedre del af reservoiret (Tuxen) gælder det generelt at olien produceres fra zoner, der har en porøsitetsværdi over 25% og et lerindholdet på mindre end 20%, mens det fra den øvre del af reservoiret (Sola) gælder at der kan produceres fra enheder med højere lerindhold.

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

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

Figur 15. Porøsiteten formindskes med dybden som følge af trykket og vægten fra de overliggende bjergarter. Figuren viser hvordan porøsiteten af Nedre Kridt kalken varierer regionalt, dvs. data stammer ikke kun fra Valdemar feltet, men der er også inddraget data fra andre steder i den danske del af Central Graven, hvor Nedre Kridt kalk er påvist i boringer. Porøsiteterne er bestemt ud fra tolkning af borehuls-logs. Når dybden blive større end ca. 3000 m (10.000 fod), bliver porøsiteten så lav, at Nedre Kridt kalken ikke længere er interessant i forbindelse med olieefterforskning.

Figur 17. Reservoir zoneringen i Nedre Kridt kan følges over hele Valdemar Feltet og ved hjælp af den detaljerede biostratigrafiske opdeling og logtolkning er det muligt 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 loginformationer er det muligt at definere forsætninger langs forkastninger.

Zoneringen kan følges over hele Valdemar Feltet og ved hjælp af den detaljerede biostratigrafiske opdeling og logtolkning er det muligt at lave geologiske profiler langs de horisontale boringer (Fig. 17). Reservoir zoneringen kan ligeledes følges i store dele af den danske Centralgrav, men reservoir-egenskaberne ændrer sig lateralt.

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 deformerede (folde og danne sprækker og forkastninger). Denne deformation kan resultere i krumning af bjergarten. Den helt lokale krumning af en lagflade kan beregnes 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 tolkes som sprække- og forkastningszoner. På kortet er en række tolkede forkastninger indtegnet med sort.

I Valdemar Feltet er det vanskeligt at kortlægge sprækkerne på grund af det store antal og den høje sprækketæthed. Sprækkekortlægningen præsenteres derfor ved hjælp af det mest detaljerede seismiske forkastningskort - Gaussian kurvaturkortet, der kan bruges som et billede på sprækkefordelingen (Fig. 18).

Forkastningers og sprækkers evne til at transportere eller blokere for olie eller vand afhænger dels af trykforholdene og orienteringen af forkastningerne og sprækkerne i feltet og dels af eventuelt fyld i sprækkerne. Sprækker i én retning kan være åbne, mens sprækker vinkelret på kan være lukket på grund af sammenpresning. Denne viden er vigtig i forbindelse med produktionen af olie, men er lige så vigtig i forbindelse med borehulsstabilitet da forsætninger langs de åbne sprækker kan skære borestammen over og dermed stoppe for olieproduktionen.

Gennmeskåret borekærne. Kærnen er fra Adda-1 boringen. Billedet viser en hærdnet kalkhorizont i toppen af sekvens CK-3 (se figur 4). På den uregel-mæssige, hærdnede flade ligger et tyndt lag kalk konglomerat og fint lamineret sort mergel.

Sprækkemodellen for Valdemar Feltet viser en meget kompleks opbygning i mange forkastningsafgrænsede blokke. Forkastningerne kan være delvis forseglende og virke som barriere for olien, når den dels bevæger sig ind i feltet og dels når olien bliver indvundet gennem perforerede zoner i borerøret.

Reservoirgeologi bliver til efterforskning
Resultaterne af reservoirundersøgelserne af Valdemar Feltet har skabt grundlag for en bredere, regional bedømmelse af Nedre Kridt bjergarternes reservoirpotentiale i den danske del af Centralgraven. Denne vurdering er baseret på kortlægning af tykkelser på grundlag af seismiske data og boringsdata samt log-baseret bestemmelse af den regionale variation af porøsitet og lerindhold. Som det fremgår af kortet i Figur 19, mangler Nedre Kridt reservoirintervallet i store dele af den danske Centralgrav. Dette skyldes dels manglende aflejring, dvs. nogle af områderne var land i Tidlig Kridt tid, dels at nogle områder blev hævet senere i Kridttiden, og Nedre Kridt aflejringerne blev borteroderet. I løbet af Kænozoikum er der sket en stor, men uensartet indsynkning af hele den danske Centralgrav og Nedre Kridt aflejringerne findes nu på dybder fra 2100 til 4200 m under havets overflade.

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

Variationen i reservoiregenskaberne på regional skala er kontrolleret af begravelsesdybden og poretrykket. Vi har etableret en porøsitet/dybderelation for den danske Centralgrav med udgangspunkt i erfaringerne fra Valdemar Feltet, og vurderer på den baggrund at eventuelle reservoir egenskaber kun er bevaret i Nedre Kridt bjergarter, der er begravet til dybder på mindre end 3000 m. På denne baggrund kan de efterforskningsmæssigt interessante områder afgrænses til den sydlige del af den danske Centralgrav (Fig. 19). Ved at kombinere net reservoirtykkelse, reser-voirkvalitet (porøsitet og lerindhold) og begravelsesdybde kan dette område yderligere afgrænses, og de mest prospektive områder i den danske Centralgrav er udpeget på Figur 19.

Vi har dermed bevæget os fra noget der startede som en karakterisering af reservoirenheden i et enkelt felt til noget der får præg af en vurdering af fremtidige efterforskningsmuligheder, - eller med andre ord fra reservoirgeologi til olieefterforskning.

VALDEMAR feltet og ..... Samfundet, MIljøet og Forskningen