I løpet av de siste årene har forskningsområder som samspill mellom tektonikk og sedimentasjon i rifter, salt og strukturer i jordskorpen, petroleumssystemer før jura og geologi i nordområdene bidratt til å synliggjøre nye konsepter for leting etter petroleum på norsk sokkel.
Blogginnlegg
Blogginnlegget er skrevet av
Nylige funn er små, de fleste i nærheten av eksisterende infrastruktur, og mange modeller for leting er fortsatt dårlig forstått. Tradisjonelt har leting og bruk av reservoarer på norsk sokkel vært begrenset til olje- og gassproduksjon (Halland et al., 2014; Quirk og Archer, 2020; OD, 2020). Derfor vil en helhetlig evaluering av ressurser i undergrunnen som et omfattende energisystem, gitt dets store potensial for fornybar energiforsyning og lagring, tilføre verdi, gi energisikkerhet og bidra til omstillingen. Utradisjonelle reservoarer som salthuler (Caglayan et al., 2020) for hydrogenlagring og lagring av geotermisk energi (Cui et al., 2016) kan være nøkkelen for grønn omstilling. Digitalisering og maskinlæring kan gi nye verktøy for bedre forståelse av undergrunnen og for realistisk modellering av modne områder. Denne kunnskapen kan ikke bare brukes til leting og produksjon av hydrokarboner, men også til CO2- og H2-lagring og geotermisk energi. Det er imidlertid mangel på kvantitativ datadrevet forståelse av ulike viktige risikofaktorer, og riktig integrering av data for å forbedre reservoarforståelsen og redusere risikoen (Van Schaack og Tillmans, 2021).
Dette kan også øke sannsynligheten for å lykkes (10-15 %) med letebrønner på norsk sokkel. Mindre enn halvparten av funnene er drivverdige (OD, 2020). Den nåværende forståelsen av gjenbruk av reservoarene er den største usikkerheten, noe som gjenspeiler vår begrensede evne til å kartlegge fordelingen av kildebergarter og væskemigrasjon (OD, 2020). I denne sammenhengen spiller akviferer og tilkobling en viktig rolle og er avgjørende for lagringskapasiteten til energi og avfall. Forbedret forståelse av migrasjon og fordeling av væsker vil åpne et stort uoppdaget potensial i områder nær oljefelt, ikke bare for hydrokarboner, men også for andre væsker. Energimiks-scenariet er basert på ren H2-produksjon kombinert med storskala CCS og underjordisk H2-lagring. Flere piloter og småskala industriprosjekter har økt tilliten til underjordisk CO2- og H2-lagringspålitelighet betydelig. CO2-injeksjon på gigatonskala er imidlertid ikke implementert på norsk sokkel, og mange utfordringer gjenstår, for eksempel kan store injeksjonshastigheter gi betydelige geomekaniske effekter (Elenius et al., 2018; Wangen et al., 2016).
CO2 fra flere kilder reiser et spørsmål om CO2-kvalitet og effekten av urenheter på tetthet i reservoaret. Eksisterende simuleringsverktøy sliter med å gi rimelige prediksjoner for CO2-strømning (Räss et al., 2014; Verdon et al., 2013). Det er gjort forsøk på å matche historiske observasjoner på Sleipner-feltet ved hjelp av konvensjonelle simuleringer. Videre er den underjordiske kapasiteten for H2-lagring i salthuler og porøse reservoarer som saltvannsakviferer eller utarmede gassreservoarer fortsatt i sin spede begynnelse. Teknisk gjennomførbarhet, effektivitet og sikkerhet for H2-lagring påvirkes av væske-berg-interaksjoner, noe som betyr at en koblet hydrokjemomekanisk tilnærming er nødvendig for å vurdere den kort- og langsiktige effekten av syklisk H2-injeksjon. Effekten av væske-bergart-interaksjoner på lagring eller kapasitet er foreløpig ukjent og trenger en tverrfaglig tilnærming med eksperimentelle undersøkelser, numeriske simuleringer, geologisk karakterisering og vurdering av operasjonelle prosedyrer. På den annen side er potensialet for geotermisk energi stort i områder med lave temperaturgradienter, selv om det i dag er få lokaliteter i drift globalt (IGA, 2014). Forbedringer i boreteknologi gir nye muligheter for å utvikle geotermisk energi i Norge ved bruk av for eksempel lukkede geotermiske systemer med koaksial varmeveksler. Denne teknologien er fortsatt under utvikling, og flere mulighetsstudier er nødvendig.
Eksisterende felt er i tilbakegang og produserer med mye vann, noe som øker energibehovet, kostnadene og utslippene per fat over tid. Metoder for økt oljeutvinning (EOR) for ytterligere å forbedre utvinningen fra reservoaret og for å minimere vann kan ha et stort potensial for å optimalisere effektivitet, noe som fører til akselerert produksjon og redusert energibehov og utslipp. Nyere kunnskap fra ulike forskningsgrupper har etablert grunnleggende kunnskap om reservoarene på norsk sokkel og deres potensial for økt utvinning. Metoder som lav saltholdighet i injeksjonsvannet (Smart Water), alene eller i kombinasjon med polymerer, hydrokarbongass eller CO2-blandbar gass/VAG-injeksjon, er identifisert med høyt teknisk potensial og økonomisk gjennomførbart (Smalley et al., 2020).
Omfattende forskning, i stor grad ved IOR-senteret, danner et solid grunnlag for framtidig nullutslippsproduksjon. Disse inkluderer effekter av porevæskekjemi og temperatur på fukting og geomekaniske egenskaper til reservoarbergarter (Voake et al., 2019; Minde et.al. 2018, Mamonov et.al. 2019 ); forbedret oljevannsmobilitetsforhold ved å kombinere Smart Water og polymer (Piñerez et al., 2018) og ved fuktbarhetsendring (Lake et al 2014); CO2-WAG eller CO2-skum for mobilitetskontroll kombinert med CO2-lagring (Alcorn et al., 2020; Rognmo et al., 2019); akselerert og inkrementell oljeutvinning fra sandsteins- og karbonatreservoarer med smart vann (Puntervold et al., 2015; Aghaeifar et al. 2018); kullsyreholdig vann for å forbedre vannflomytelsen samtidig som CO2 lagres (Fjelde og Guo, 2019); reservoarovervåking med partisjonerende sporstoffer (Silva et.al, 2020); miljørisikovurdering for EOR (Vora et al., 2021), CO2-EOR for tette reservoarer (Berawala et.al, 2020); modelleringsverktøyet IORSim for EOR-prosesser (Hiorth et al., 2017); bedre prediksjon av IOR-potensial (Minde et.al, 2020); og Open Porous Media (OPM) for forvaltning av reservoaret (Rasmussen, 2021). EOR som tertiær utvinningsmetode krever ofte ekstra utstyr og kjemikalier som er energi- og kostnadskrevende, noe som fører til økte utslipp. Metoder som akselerer produksjonen og lagrer CO2 samtidig (når de brukes som injeksjonsmiddel, eller kombinert med CO2-lagring sent på feltet), vil bli prioritert av NCS2030. Metoder for regnskap for reduserte klimagassutslipp og energisparing i hele EOR-livssyklusen må videreutvikles (Metidji, 2021). Mesteparten av den tidligere forskningen har blitt utført på nano- til kjerneskala og er avhengig av modeller for å forutsi potensialet i storskala. Nyere storskala-testing ved IOR-senteret (Åsen et al., 2019, Stavland et.al. 2020) og felttester for skumbasert CO2-injeksjon (Alcorn, et.al., 2020) har vist behovet for mer storskala-testing for å oppskalere EOR-metodene for offshore-felt.