Geologi og reservoar
De oljeproduserende lagene i Brent er avsatt i perioden midtre jura og i Statfjordformasjonen er de avsatt i nedre jura og øvre trias, det vil si for om lag 170 – 210 millioner år siden. Formasjonen som reservoarene ligger i heller 6-7 grader ned mot vest og er avgrenset mot øst med et forkastningssystem. Takbergarten som holder oljen og gassen på plass er skifer fra øvre jura til kritt.
Brentgruppen består av sandstein og er delt opp i fem mindre formasjoner og disse er igjen gruppert i øvre og nedre Brent. Permeabiliteten (hvor lett olje og gass strømmer gjennom bergarten) er best i Tarbert- og Etive- formasjonene, mens porøsiteten (hvor mange prosent hulrommene utgjør av totalvolumet i en bergart) er gjennomsnittlig svært god.
Statfjordformasjonen har fra bunnen og opp en blanding av sandstein, siltstein og skifer. Reservoaret er delt inn i tre soner. Porøsiteten er gjennomsnittlig god, mens permeabiliteten er best i den øverste delen av Nansenformasjonen.
geologi og reservoar, illustrasjonTidlig utvinningsstrategi
I de første 28 årene gikk utvinningsstrategien ut på å opprettholde trykket ved hjelp av vann- eller gassinjeksjon samtidig som en drenerte reservene i hovedstrukturen på Statfjordfeltet.
I Brentgruppen kom vanninjeksjonen i gang i 1981 og 1982 i henholdsvis nedre og øvre Brent. Denne ble assistert av VAG (alternerende vann- og gassinjeksjon) fra 1997 til 2008 da Statfjord senfase ble satt i gang. Produksjonsbrønnene ble plassert i den øvre østre delen av formasjonen.
Før rørledningen for gasseksport kom i drift, ble produsert gass reinjiseret i Statfjordformasjonen mens oljeproduksjonen pågikk for fullt. Oljeproduksjonen ble holdt høy for å kunne gi plass til gassen. I 1986 startet eksporten av gass gjennom Statpipe og den britiske FLAGS rørledningen. For å kompensere for den manglende trykkstøtten fra gassinjeksjonen, startet de i 1997 vanninjeksjon i kombinasjon med VAG også i Statfjordformasjonen. Utfordringen ble etter hvert å bore nye produksjonsbrønner for å finne lommer med olje lenger øst der feltet var sprukket opp i mindre forkastninger.
Andre felt fases inn
Etter hvert som produksjonen fra Statfjord ble redusert, ble det ledig prosesseringskapasitet på plattformene som kunne utnyttes ved at produksjonen fra nærliggende felt ble sendt til Statfjord. Således er olje og gass fra Snorre A koblet inn mot Statfjord A mens satellittene Statfjord Nord, Statfjord Øst og Sygna er koblet opp mot Statfjord C.
Statfjord Senfase
For å utvide produksjonstiden for Statfjordfeltet ble utvinningsstrategien endret. En valgte å produsere all tilgjengelig gass ved å senke trykket. Denne nye strategien fikk navnet Statfjord Senfase og vil etter planen føre til at utvinningsgraden for gass øker fra 53 prosent til 74 prosent og olje fra 65 prosent til 68 prosent. Samtidig øker feltets levetid med 20 år til 2030. Statfjord Senfase-prosjektet ble godkjent av partnerne og myndighetene i 2005, og i 2007 ble den nye strategien tatt i bruk for Statfjordformasjonen og i 2008 for Brentgruppen.
Omtrent 80 brønner blir boret eller rekomplettert som en del av Statfjord Senfase. Mange av disse vil være sidesteg til nye områder. For å kunne produsere ved lavere reservoartrykk, er det behov for gassløft og sandkontroll i nesten alle brønnene. Nedihulls elektriske pumper vil bli installert mot slutten når gassløft ikke lenger er virkningsfullt.
En ny rørledning som kalles Tampen Link er lagt fra Statfjord B til den britiske FLAGS rørledningen for å kunne ta imot og eksportere de større gassvolumene til St Fergus i Skottland.
Kilder:
Main considerations in develoment of Statfjord Field, H. Ager-Hansen, Statoil and J. Medley, Mobil
Statfjord Field: Field and Reservoir Management Perspectives, Atle Aadland, Olav Dyrnes and S.R. Olsen, SPE and O.M. Drønen, Statoil A/S. SPE Reservoir Engineering , August 1994
Increasing economic recovery by synergetic development of neighbouring fields in the Norwegian Continental Shelf. Adolfo Henriquez, Øystein Arvid Håland, Stein Børre Torp (Statoil) 2001
Turning a North Sea Oil Giant into a Gas Field – Depressurization of the Statfjord Field, R. Boge, SPE, S.K.Lien, A. Gjesdal and A.G. Hansen, SPE, Statoil. SPE 96403 2005
The use of sea water tracer as a tool for history matching of the Statfjord Fm simulation Model. Master Thesis, Henriette Strøm, 2010
Triassic lithostratigraphy of the Northern North Sea Basin. Kjell-Sigve Lervik – Norwegian Journal of Geology 2006