Seismikk

Seismikk brukes for å finne mineral- og petroleumsforekomster i undergrunnen. Alle områder på norsk sokkel der det drives leting etter eller produksjon av petroleum, er kartlagt med seismikk.

Seismiske undersøkelser viser oss kun om det er sannsynlig at det kan finnes petroleum i et område. Først når det er boret letebrønner, er det mulig å fastslå dette med sikkerhet.

Seismiske undersøkelser bruker lydbølger som sendes ned i bakken. Disse lydbølgene reflekteres tilbake av bergartene når de treffer overganger mellom . Lydbølgene lages ved hjelp av luftkanoner og fanges opp av mikrofoner som heter geofoner (på land) eller hydrofoner (til sjøs).

Kanoner og hydrofoner slepes etter spesialskip, såkalte seismiske fartøy. Seismiske fartøy kjører over området som skal undersøkes, i et mønster som gir best mulig dekning av området, først i linjer og senere i et rutemønster. Posisjonen og seismiske data registreres og lagres og blir senere satt sammen i et kart som kan tolkes av geofysikere. Det skytes regional 2D- og 3D-seismikk. Dataene som innhentes, selges senere til operatørselskapene som har fått utvinningstillatelse for området.

Kartlegging i flere faser

Å kartlegge et helt nytt område er en omfattende, tidkrevende og kostbar prosess. Prosessen starter med å finne mulige sedimentbassenger. Til dette brukes det magnetometriske og gravimetriske målinger. Magnetometriske og gravimetriske målinger er enkle og rimelige kartleggingsmetoder sammenlignet med seismiske undersøkelser.

Dersom det er sannsynlig at det er sedimentbassenger i et område, vil seismiske undersøkelser være neste steg. I seismiske undersøkelser kan det påvises om det finnes strukturer i bergartene i jordskorpa som kan være petroleumsfeller.

Seismiske undersøkelser er kostbare, og de blir derfor utført i flere omganger. De første undersøkelsene kalles regional seismikk. Da skytes lange seismiske linjer med stor avstand mellom linjene. Informasjonen som innhentes i denne fasen, er lite detaljert. Det vi bruker denne undersøkelsen til, er å påvise mindre områder som kan ha petroleumsfeller.

Dersom det ser ut til at et område kan ha petroleumsfeller, skytes det todimensjonal seismikk (2D). Da skytes det flere seismiske linjer i området som ser lovende ut på den regionale seismikken. 2D-linjene blir skutt tettere enn den regionale seismikken, og det skytes også seismiske linjer på tvers. Disse dataene gir grunnlag for å lage seismiske tverrsnitt, 2D-seismikk, gjennom området.

Dersom det fra 2D-seismikken ser ut til å være stor sannsynlighet for oljefeller, skytes 3D-seismikk. Denne seismikken skytes i et tett rutemønster slik at det er mulig å lage tredimensjonale seismiske modeller. De seismiske modellene settes sammen med geologiske modeller, som er laget av lignende strukturer, for å få et godt bilde av området. Deretter besluttes det om det skal undersøkes videre, og hvor det skal bores letebrønner i området.

Det er blitt vanlig å skyte 3D-seismikk flere ganger i områder der det er gjort funn av petroleum. Det gjøres når man forventer at ny informasjon kan gi bedre grunnlag for å velge hvor det skal bores letebrønner, og for å plassere produksjons- og injeksjonsbrønner i feltet. Etter at feltet er satt i produksjon, skytes ny seismikk for å se forandringer fra gammel til ny seismikk. Det brukes til å påvise hvilke deler av reservoaret som er drenert, og hvor det fremdeles er olje igjen. Dette kalles 4D-seismikk.

Utstyret som brukes

Seismiske undersøkelser offshore blir utført fra store seismiske fartøy. Fartøyene sleper en rekke med lange kabler med hydrofoner bak båten. Kablene senkes 6–9 meter ned i vannet. Kablene kan være flere kilometer lange, og kan ha mange hydrofoner med 25 meters avstand. Seismikkfartøyet går med 4,5 knops hastighet, og flere andre følgeskip sørger for å holde fiskefartøy og andre skip unna slepet.

Rett bak eller under fartøyet er det en luftkanon som skyter ut luft under høyt trykk ca. hvert 10.–20. sekund. Lydbølgene fra kanonen sprer seg i alle retninger, og hydrofoner som slepes bak båtene, vil derfor registrere bølgene som reflekteres fra undergrunnen.

Båten kjøres over området i et mønster som gir seismisk informasjon over hele bassenget. Der hvor linjene krysser hverandre, får vi en kvalitetskontroll på dataene vi samler inn. Dypet vi beregner i et skjæringspunkt mellom to linjer, skal være det samme uansett hvilken vei båten kjører.

Bruk av lydbølger

Seismikk er en aktiv letemetode. Det vil si at vi utsetter bergartene for seismiske sjokkbølger og måler bergartenes responser (svar) på disse. Når det skytes seismikk, lages en høy lyd av en trykkbølge som sendes ut fra luftkanonen. Lydbølgen går gjennom havet og ned i jordskorpa. Når lydbølgen treffer overganger mellom geologiske lag, blir den reflektert til overflaten. Lydbølgen fortsetter nedover, og refleksjoner sendes opp for hvert lagskifte den møter. De reflekterte lydbølgene fanges opp av hydrofoner (mikrofoner).

De seismiske lydbølgene beveger seg gjennom jordskorpa med hastigheter som varierer fra 3 til 13,7 km/s. Det tar noen sekunder fra lydbølgen blir sendt ut til de reflekterte bølgene blir registrert av hydrofonene. Desto dypere lagskillene mellom bergartene er, desto lengre bak i raden av hydrofoner fanges svaret opp. Tiden fra utsendelse til registrering av respons på overflaten forteller på hvilket dyp ulike lydbølger har blitt reflektert. Da kan dybden av ulike geologiske lag beregnes.

Det blir også målt hvor sterke de reflekterte signalene er, og hvor mange svingninger signalet har per sekund. Det gir informasjon om hvilken type bergart lyden har gått gjennom før den ble reflektert. Under gunstige forhold kan man påvise bunnen av gass i en struktur og om det er gass–væske-kontakt i formasjonen.

Funn ved hjelp av seismikk

Seismikk deles ofte inn i to typer. Landseismikk og marin seismikk. Marin seismikk, som brukes offshore, kalles refleksjonsseismikk. Den gir detaljert informasjon om

strukturelle feller i undergrunnen som kan være oljefeller

antiklinaler (foldinger)
forkastningsblokker
saltstrukturer

stratigrafiske feller
dybden til de ulike geologiske lagene og fellestrukturene
sedimentasjonsmiljø som sand og skifer

I spesielle tilfeller kan det påvises

bright spot

som tyder på gassreservoar og flat spot som tyder på kontaktflate mellom gass og væske (GOC eller GWC).

Seismiske data blir prosessert og tolket ved hjelp av moderne datateknologi. Det lages kart som viser tverrsnitt av geologiske strukturer basert på 2D-seismikk og store 3D-modeller basert på 3D-seismikk.

Seismisk tverrsnitt (2D-seismikk)

Når det skytes 2D-seismikk, blir seismikken samlet inn relativt spredt. Det blir likevel samlet inn tilstrekkelig data til å lage flere tverrsnitt over formasjonene i et område. I disse tverrsnittene er det mulig å identifisere fellestrukturer.

Indikatorer på hydrokarbon

De to viktigste seismiske hydrokarbonresponsene kalles bright spot og flat spot. Bright spot forårsakes av refleksjoner fra et gassfylt reservoar, det vil si fra et gassfelt. På grunn av gassens lave tetthet blir det ingen seismisk refleksjon fra interne lag i gassreservoaret, noe som gir et bredt, hvitt bånd på en seismisk presentasjon.

En flat spot oppstår som en horisontal linje på grensen mellom en gassfylt felle og den underliggende vannmettete bergarten. Denne refleksjonen er horisontal selv om bergartene gir en vinklet respons.

3D-seismikk

Når det påvises områder som ser lovende ut på 2D-seismikk, blir det som regel skutt 3D-seismikk. Da brukes flere lyd-kilder og lange kabler som kan ha flere tusen hydrofoner som registrerer responssignalene.

Ved 3D-undersøkelser vil det seismiske fartøyet seile etter parallelle linjer, og det brukes ofte to signalkilder og 4 til 8 seismiske kabler. Avstanden mellom linjene er ca. 25 meter, og signalkilden avfyres hver 25. meter. Flere kabler og signalkilder kan effektivisere innsamlingen vesentlig.

Ved å bruke GPS (Global Positioning System) registreres x- og y-koordinatene til hvert skuddpunkt. For at hydrofonene skal registrere refleksjoner fra de samme punktene, og registrere så mye data som mulig, avpasses farten på båten og tiden mellom de seismiske skuddene. Det gjør at framstillingen av dyp og posisjon for hvert punkt, blir god nok til å lage en tredimensjonal modell av informasjonen.

Med tre-dimensjonal seismikk (3D) kan vi se de seismiske responsene fra flere vinkler ved å rotere modellen. Vi får på denne måten en idé om hvordan hydrokarbonene er distribuert i bergarten. Dette er en stor hjelp når vi skal planlegge produksjonsbrønner.

Ved hjelp av programvare, kan vi rotere 3D-modellen slik at vi ser strukturen fra forskjellige vinkler. Vi kan legge inn koordinatene til brønner vi har boret, slik at vi kan se dem sammen med den tredimensjonale strukturen, og vi kan planlegge nye brønner basert på en 3D-modell av reservoaret.

Introduksjon