Geologisk ramme

Kilde: Energistyrelsen. Grafisk bearbejdning: Leif Løvborg.

På de fleste af felterne i den danske del af Nordsøen, herunder felterne i Det sammenhængende område [Koncessioner], produceres der olie og gas fra reservoirbjergarter i Central Graven.


Alle kommercielle fund i den danske del af Nordsøen, og dermed også de producerende felter, er gjort i det strukturelle strøg Central Graven, eller i området lige øst for denne. Dansk Centralgrav strækker sig NNV-SSØ og ligger mod øst op ad de øvrige overordnede strukturelle elementer i undergrunden: Ringkøbing-Fyn Højderyggen og Det norsk-danske Bassin. Den øvrige afgrænsning af Central Graven ligger udenfor dansk sokkelområde.

Central Graven er en gravsænkning i Nordsøen, hvor der i takt med indsynkning gennem Juratiden [Stratigrafi] blev aflejret sedimenter i kilometer-tykke lag [Kildebjergart] [Modenhed]. Aflejringerne består overvejende af ler, men især i lagene fra sen Jura tid er der et stort organisk indhold og dermed gode kildebjergarts egenskaber. Gennem Kridttiden og Tertiærtiden skete der en yderligere indsynkning af hele området. I løbet af Tertiærtiden kom kildebjergarten herved ned i en dybde (> ca. 3 kilometer), hvor det organiske materiale ved det herskende høje tryk og temperatur (> 90 °C) begyndte at blive omdannet til olie og gas.

Kilde: Energistyrelsen

Vest-øst principprofil ned til ca. 5 km's dybde gennem Central Graven, forlænget med syd-nord profil gennem det norsk-danske Bassin. Profilerne mødes på Ringkøbing-Fyn højderyggen.


Som det er illustreret i profilet herover, er olie og gas fra kildebjergarten migreret ind i fælder i kalk- og sandstenslagene, hvorved de kommercielle olie- og gasforekomsterne er blevet dannet. Olien i nogle af de fund, der er blevet gjort øst for Central Graven, har migreret sideværts op til 70 kilometer fra Central Gravens kildebjergarter.

Produktion fra kalkreservoirer
Langt hovedparten af den danske olie og gas produceres fra reservoirer som består af kalksten fra Maastrichtien og Danien tid (se Lithostratigrafi). Kalken er dannet af organismer hvis mikroskopiske kalk-skeletter sank til bunds i Kridttidens hav og dannede de op til 2 kilometer tykke kalkaflejringer.

Den olie- og gasfyldte kalksten, som findes i den øverste del af kalkintervallet i kalkfelterne, har en høj porøsitet på mellem 25 og 50 procent. Der er imidlertid dårlig strømningsforbindelse mellem de enkelte porerum. Kalkreservoirerne har derfor generelt en meget lav permeabilitet på kun få mD (milli-Darcy) [Porøsitet og permeabilitet; Bjergarters reservoiregenskaber]. På grund af kalkbjergarternes lave permeabilitet, indvindes olien i kalk-felterne bl.a. gennem lange, horisontale eller lagparallelle produktionsboringer, som giver en stor kontaktflade til det olieholdige kalkreservoir [Boreteknik; Brøndgeometri].

Kilde: DONG Energy

3D kort over kalkoverfladen i den nordlige del af dansk Centralgrav. Kalkoverfladen ligger et par km under havbunden. Rødt er højtliggende og blåt er dybtliggende. Svend feltet fremstår som en markant bule, hvor kalken er skubbet op af underliggende salt. Syd Arne feltet er den langstrakte højderyg syd for Svend feltet.


Produktionsboringerne bliver så vidt muligt lagt i de lag hvor porøsiteten og oliemætningen er højest. Det betyder, at de op til flere kilometer lange horisontale eller lagparallelle boringer skal udføres meget nøjagtigt, fordi disse de bedste reservoirzoner ofte kun er få meter tykke. I spidsen af borestrengen, lige bag ved borekronen, er der monteret måleinstrumenter så geologen på boreplatformen kan aflæse porøsitet og oliemætning under borearbejdet og hermed se om der bores i det rigtige lag. De gode reservoirzoner følger heldigvis bestemte biostratigrafiske niveauer. Geologen kan derfor ud fra indholdet af nano- og microfossiler i borespånerne (cuttings) bestemme om boringen skal styres stratigrafisk opad eller nedad hvis oliemætningen falder [Geostyring].

For at skabe endnu bedre forbindelse mellem det omliggende oliereservoir og produktionszonerne i boringerne, hvor olien strømmer ind i boringerne, bliver der i forbindelse med færdiggørelsen af boringerne lavet kunstige sprækker i reservoiret. Dette sker ved at pumpe saltsyre eller en sandopslemning ned i boringerne under højt tryk, hvorved kalkstenen sprækker op. Saltsyren opløser noget af kalken og medvirker hermed til åbning og udbredelse af sprækken. Sandfyldning foretages for at holde de dannede sprækker åbne og reducere strømningsmodstanden hen mod boringen. De kunstige sprækker laves typisk med en radius på mellem 50 og 100 meter. Sprækkernes orientering afhænger af hovedtrykspændingerne i reservoiret og er tilnærmelsesvis lodrette (illustreret under Skifergas).

Selv om trykket i reservoiret er så stort at olien til at begynde med af sig selv strømmer op gennem produktionsboringerne [Reservoirets naturlige drivmekanismer], vil trykket og dermed også produktionsraten hurtigt falde, fordi olien strømmer meget langsomt gennem den lavpermeable kalk hen imod produktionsboringen. Mellem og parallelt med produktionsboringerne bores der derfor lange injektionsboringer, hvor vand (typisk havvand) pumpes ned i reservoiret, så det presser olien hen mod produktionsboringerne. Herved holdes trykket i reservoiret også ved lige, således at reservoiret ikke synker ind på grund af tryksænkning.

I nogle af felterne er der skiftevis placeret produktions- og injektionsboringer med kun ca. 200 meters mellemrum. Uden opsprækning og vandinjektion ville det kun være muligt at producere 5-10% af olien i sådanne felter. Med opsprækning og vandinjektion kan der indvindes 20-30%.

Produktion fra sandsten
Kun en mindre del af den danske olie- og gasproduktion kommer fra sandstenslag.

I 1997 blev gasfeltet Harald sat i produktion, og der blev hermed for første gang i Danmark iværksat produktion fra et sandstensfelt. Sandlagene er aflejrede i Mellem Jura tiden og består nederst af flodsletteaflejringer mens de øverste udgøres af kystnære marine aflejringer, hvilket afspejler en havstigning i denne geologiske periode [Transgressioner og regressioner].

Også i marine aflejringer af øvre Jura alder er der gjort fund af olie og gas.

I 1995 blev der for første gang fundet olie uden for Central Graven på dansk område: Siri feltet ca. 25 kilometer øst for Central Graven [Producerende felter]. Olien er her fanget i palæocæne sandaflejringer i lagene oven over skrivekridtet.

Porøsiteten i sandstensfelterne varier fra ca. 12% i de dybestliggende jurassiske sandstensreservoirer til ca. 35% i de øverstliggende paleocæne reservoirer. Generelt er permeabiliteten i sandsten højere end i kalken, og forekomster i sandsten kan derfor udnyttes med færre og kortere indvindingsboringer.

I de dybestliggende reservoirer af Jura alder er reservoirtrykket meget højt, mens det i de paleocæne forekomster er væsentligt lavere. Også i olieforekomsterne i sandsten benyttes der vandinjektion for at kunne producere så stor en del af olien som muligt.