De fleste hydrokarbonressursene på norsk kontinentalsokkel finnes i porøse sandsteinsreservoarer. Når sandsteiner blir begravd dypere enn ca. 3 km begynner porerommet å fylles av kvartssement. Dette reduserer reservoarets evne til å lagre væsker, som olje, gass eller CO2. Av denne grunn er dype reservoarer svært risikable letemål. I noen tilfeller kan imidlertid reservoarer begravd ned til 5 km ha utmerkede egenskaper fordi kornene er belagt med mineralet kloritt. Dette belegget hemmer utviklingen av porefyllende kvartssement og kan bevare god reservoarkvalitet på store dyp.
For tiden er det ingen geologisk konsepter eller teknologier som lar oss forutsi om et reservoar har klorittbelegg eller ikke. Dette er problematisk av to grunner: For det første kan funn i dype prospekter nær eksisterende infrastruktur være økonomisk levedyktige og utvide driften ved eksisterende installasjoner. Men uten et pålitelig prediktivt verktøy for å forutsi distribusjon av klorittbelegg, kan slike mål anses for risikable. For det andre har kloritt potensial til å mineralisere CO2, noe som er en stor fordel for CO2-lagring. Uten modeller for å forutsi fordelingen av kloritt i underjordiske reservoarer, kan permanent lagring av CO2 være vanskelig å vurdere.
DeepReservoir-prosjektet vil utvikle nye måter å forutsi tilstedeværelsen av klorittbelegg på. På Østgrønland finnes Geologiske eksponeringer i verdensklasse der klorittbelagte sandsteiner er til stede. Vi vil foreta ekspedisjoner områdene for å undersøke disse klorittbelagte soner og hvorfor det forekommer her. Vi vil også studere eksempler på klorittbelegg fra norsk sokkel og undersøke moderne miljøer det er mye kloritt.
I 2024 har vi komt godt i gang med prosjektet, de fleste data er samlet inn, og analyser er i gang. Det viktigste steget har vert å gjennomføre feltekspedisjonen til Jameson Land på Østgrønland, der vi hadde to suksessfulle uker og fikk gjennomført alle våre mål for datainnsamling. Som forventet var det store variasjoner i sementeringsgrad i sedimentene på Grønland, og vi har fått prøvetatt og samlet data for å kartlegge dimensjonene på den usementerte sonene, noe som er det viktigste for prosjektet.
Veien videre blir å prosessere og analysere de nye dataene, for så å sette de i sammenheng med brønn-, kjerne og muligens produksjonsdata fra Tiljeformasjonen på norsk sokkel. De første artiklene fra prosjektet er forventet i 2025.
With the largest and most easily accessible hydrocarbon resources on the Norwegian Continental Shelf already discovered, the future of Norwegian exploration lies in developing deeper and technically complex prospects close to existing infrastructure. Reservoir quality generally decreases with depth, leading to greater uncertainty in deeper prospects. However, some reservoirs contain sand grains coated with the mineral chlorite, which inhibit cementation and preserve excellent reservoir quality at great depth (3-6 km). It is difficult to predict where good reservoir properties are preserved with current models, and measures that can improve the predictability of chlorite coats in deep reservoirs will increase the commercial discovery rates, delay decommissioning, and maintain the competitiveness of the NCS. Chlorite-coated reservoirs, and reservoirs with precursor clays to chlorite coats, are well-suited storage sites for CO2 because chlorite promotes rapid, permanent mineralization of CO2. The DeepReservoir project promotes future value creation on the NCS by developing knowledge important for screening the potential of subsurface aquifers.
In this project, we will map the distribution of chlorite coats on the NCS and investigate the processes controlling porosity preservation in deeply buried reservoirs. We will do this by investigating data from subsurface fields and utilize the globally unique outcrops on E Greenland, where chlorite-coated sandstones can be studied in unprecedented detail, and the well-studied modern occurrences of chlorite coat precursor clays in the Ravenglass Estuary, UK. To combine findings into a predictive model, we will integrate sedimentology, petrography, geophysics and hydrodynamic modelling in both subsurface, outcrop and modern analogue systems. This integrated approach was selected as the answers to our research questions lie in the intersection between these disciplines.