Redigerer Ekofiskfeltet

{{infoboks petrofelt
| navn = Ekofisk<ref name=NPDFAKTA>{{kilde www|url = https://factpages.npd.no/factpages/Default.aspx?culture=no |tittel = Ekofisk|besøksdato = 2020-02-26|språk=|utgiver = Faktasider Oljedirektoratet|dato = }}</ref><ref name=NOFAKTA>{{kilde www|url =https://www.norskpetroleum.no/fakta/felt/ekofisk/ |tittel = Ekofisk|besøksdato = 2020-02-26|språk=|utgiver = norskpetroleum.no |dato = }}</ref>
| bilde = Ekofisk complex.jpg
| bildetekst = Ekofiskkomplekset i 2010
| byline = 
| beliggenhet = Sørlige Nordsjø, Ekofiskområdet
| blokk = 2/4 
| operatør = [[ConocoPhillips Skandinavia]]
| funnår = 1969
| pstart = 15. juni 1971
| pslutt =
| iperiode = 1970-2018
| investering = 149,435 milliarder NOK
| igjenværende = 38,643 milliarder NOK
| totalolje = 1134,00 MSm³
| totalgass = 301,00 GSm³
| frigass = 0
| kondensat = 0
| oljereserver = 546,36 MSm³
| gassreserver = 156,40 GSm³
| gdato = 31. desember 2019
| selskaper = [[Total (oljeselskap)|Total E&P Norge]]<br/>[[ConocoPhillips Skandinavia|ConocoPhillips]]<br/>[[Vår Energi]] <br/>[[Equinor]]<br/>[[Petoro]] 
| andeler = 39,896 % <br/> 35,112 % <br/> 12,388 % <br/> 7,604 % <br/> 5,000 % 
}}
'''Ekofiskfeltet''' er et [[oljefelt|olje]]- og [[Naturgassfelt|gassfelt]] i den sørlige delen av norsk sektor i [[Nordsjøen]].  
Feltet ble funnet av [[Phillips Petroleum Company]] høsten 1969 og var det første som kom i produksjon på norsk sokkel. I 1969 var det også det største kjente oljefeltet funnet til havs.<ref>{{snl|Ekofisk}}</ref>

Feltet er et knutepunkt for petroleumsaktiviteten i sørlige Nordsjøen, ved at omkringliggende felter benytter seg av infrastrukturen som knytter Ekofisk til kontinentet og Storbritannia. 
Feltene som sammen utgjør det som kalles ''Ekofiskområdet'' er [[Albuskjellfeltet|Albuskjell]], [[Cod-feltet|Cod]], [[Eddafeltet|Edda]], Ekofisk, [[Eldfisk]], [[Torfeltet|Tor]] og [[Vest Ekofisk]].
Gass og olje fra alle feltene i Ekofiskområdet blir sendt til lands via [[Norpipe]]: oljen til [[Teesside]] i England og gassen til [[Emden]] i Tyskland.

Havdybden i området er 70–75 meter.

Reservoaret ligger i en [[antiklinal]] orientert nord-sør på et dyp rundt {{formatnum:3000}} meter under havoverflaten.  Det er dannet av [[kritt (bergart)|kritt-sedimenter]], avsatt i de geologiske periodene [[kritt (geologi)|kritt]]
og [[tertiær]].  Et naturlig sprekksystem forårsaket av en underliggende [[diapir|saltdom]] bidrar til gode produksjonsegenskaper.  Råoljen fra Ekofisk har et svært lavt svovelinnhold.  

== Historie ==

=== Forspillet ===

Funnet av det store gassfeltet [[Groningen (gassfelt)|Groningen]] på nederlandsk sokkel i 1959 gjorde at flere av de store selskapene var interessert i å lete i Nordsjøen.
I engelsk sektor av Nordsjøen startet leting etter olje og gass i 1964, noe som førte til funn av gassfeltene ''West Sole'' i 1965, ''Leman'' tidlig i 1966, ''Indefatigable'' i midten av 1966, ''Hewett''
sent i 1966 og ''Viking'' i 1968.<ref name=SPE8120/>

Genevekonvensjonen av 1958 hadde skissert grunnleggende prinsipper for delingen av kontinentalsokkelen, men ytterligere forhandlinger var nødvendige før landene
rundt Nordsjøen ble enige om rettighetene til hvert land.  I 1965 inngikk Norge avtaler med Danmark og England om [[delelinje]]r, der en ble enige om å følge [[midtlinjeprinsippet]]. 

I første halvdel av 1960-tallet utførte flere selskap seismiske undersøkelser i Nordsjøen.  Undersøkelsene bekreftet av sedimentære strukturer bredde seg nordover i Nordsjøen og ga
mulighet for forekomster av gass og olje.   

Våren 1965 utlyste det norske Industridepartementet 278 blokker for leting i norsk sektor av Nordsjøen.<ref name=SVG4A>[[#SVG4|:G. Roalvam og K. Øye Gjerde ; ''Stavanger bys historie 4'']] s.57ff </ref>

Konsesjon til leting og prøveboring ble gitt til ni industrigrupper i august 1965, i tilsammen 78 blokker. Blant de store aktørene var [[Esso]], [[Royal Dutch Shell|Shell]], [[Gulf Oil|Gulf]] og [[Caltex|Caltex-gruppen]] (Texaco og Chevron).  
Fra norsk side var [[Norsk Hydro]] med i [[Petronord|Petronord-gruppen]], sammen med blant annet franske [[Elf Aquitaine|Elf]]. Esso var først ute med boring, da plattformen [[Ocean Traveler]] startet boring på blokk 8/3 den 19. juli 1966.<ref name=SVG4A/>

=== Leting og funn ===

Den såkalte Phillipsgruppen (Phillips Group Norway) søkte om lisens på blokkene 7/8, 8/1, 16/11, 17/12, 8/8, 8/10 and 8/11 samt 1/5, 2/4, 2/7 og 
7/11.<ref name=SPE8120>{{kilde artikkel|forfattere = W.L. Heidbreder|tittel = The Development History of Greater Ekofisk|publikasjon = SPE 8120 presentert på European Offshore Petroleum Conference and Exhibition|år = 1978}}</ref>
Gruppen var i 1967 sammensatt av de følgende selskapene:

{| class="wikitable"
|-
! Selskap
! Nasjonalitet
! Andel
|-
| Phillips Petroleum Company Norway 
| USA
| 36,960 %
|-
| American Petrofina Exploration Company Norway
| USA
| 30,000 %
|-
| Norske Agip A/S
| Italia
| 13,040 %
|-
| Elf Aquitaine Norge A/S
| Frankrike
| 8,094 %
|-
| Norsk Hydro a.s.
| Norge
| 6,700 %
|-
| Total Marine Norsk A/S
| Frankrike
| 4,047 %
|-
| Eurafrep Norge A/S
| Frankrike
| 0,456 %
|-
| Coparex Norge A/S
| Frankrike
| 0.399%
|-
| Cofranord A/S
| Frankrike
| 0,304 %
|}

De seks siste selskapene, franske og norske, utgjore Petronord-gruppen. 

I enkelte brønner på Cod-feltet hadde Phillips funnet spor av olje og gass, men fram til sommeren 1969 var det ikke funnet drivverdige funn i norsk sektor. Det var da boret tilsammen 32 brønner i norsk del av Nordsjøen.<ref name=SPE8120/>  
Selskap som Elf, Shell og Phillips 
gjorde forberedelser for å trekke seg ut av oljeletingen.  For Phillipsgruppen gjensto imidlertid én brønn på boreprogrammet, som selskapet var forpliktet til å gjennomføre.  Kontrakten som Phillipsgruppen hadde med
riggselskapet ''Odeco'' var også slik kostnaden var den samme enten riggen ''Ocean Viking'' boret eller ikke.  Phillips bestemte seg derfor å bore den første brønnen i blokk 2/4, der seismikken viste en struktur
over en saltdom.  En stor gasslomme gjorde boringen problematisk, og det måtte foretas flere boringer ut over høsten. 
I brønnen som da ble kalt 2/4-1AX (senere omdøpt til 2/4-2) ble det funnet indikasjoner på olje i et 215 meter langt intervall, som startet på et dyp omkring 3050 meter under sjøbunnen.<ref name=SPE8120/>  
Lille julaften 1969 fikk Industridepartement melding om at [[brønntest]]ene viste
et gigantfunn.<ref name=SVG4A/>  Nyheten om størrelsen på funnet ble imidlertid ikke offentliggjort før i juni 1970.  Aftenposten hadde på førstesiden 2. juni overskriften  «''Nordsjøfunnet over all forventning.  Prøveresultat: Et gigant-felt''».<ref name=AFT1>[http://lisa.aftenposten.no/mobil/device/arkivprod.php Aftenposten arkiv (krever abonnemenet)] Aftenposten onsdag 3. juni 1970</ref>
Den daglige produksjonen fra hver brønn på feltet ble anslått til å kunne være mellom 8000 og 10000 fat.  Forventet utvinningsgrad ble estimert til å ligge mellom 15 og 22 %.<ref>{{kilde www|url=https://ekofisk.industriminne.no/nb/phillips-offentliggjor-gigantfeltet/ |tittel=Phillips ofentliggjør gigantfeltet |utgiver = Industriminne Ekofisk |besøksdato = 2020-02-27 }}</ref>

De nærliggende feltene Vest Ekofisk, Eldfisk og Tor ble alle funnet i 1970.<ref name=NPDFAKTA/>  Edda sørvest for Ekofisk og Albuskjell i nordvest ble begge funnet i 1972.  

=== Navnet Ekofisk ===

De tildelte blokkene ble av Phillips i letefasen gitt navn i alfabetisk rekkefølge, og meningen var å gi feltene fiskenavn.  Da det ble gjort funn i blokk ''C'', brukte en navnet ''Cod'', engelsk for torsk.
Å finne en fisk på bokstaven ''E'' var imidlertid vanskeligere, da ''Eel'' (ål) alt var brukt for en struktur på blokk 2/7.  En ansatt ved Phillips-kontoret i London, Earl Walters, foreslo da ''Ekofisk'',
og dette navnet ble sittende.<ref name=ENAVN>{{kilde www|url=https://ekofisk.industriminne.no/nb/hvorfor-heter-det-ekofisk/ |tittel=Hvorfor heter det Ekofisk? |utgiver = Norsk Oljemuseum: Industriminne Ekofisk |besøksdato = 2020-02-27 }}</ref>

=== Produksjonsstart ===
[[Fil:Ekofisk (TELE.1990-2-438).jpg|thumb|Ekofisktanken]]
Tillatelse til prøveproduksjon ble gitt 2. april 1971. Et offentlig utvalg som skulle forhandle om produksjonsavgift til den norske stat ble nedsatt samme dag. Statsminister [[Trygve Bratteli]] åpnet produksjonen offisielt på den flyttbare riggen ''Gulftide'' 9. juni, men på grunn av tekniske problemer kom ikke produksjonen i gang før 15. juni.<ref>{{Kilde www|url=https://ekofisk.industriminne.no/nb/offisiell-apning-av-norsk-oljeproduksjon/|tittel=Offisiell åpning av norsk oljeproduksjon|besøksdato=2022-06-09|dato=2017-09-14|etternavn=|språk=nb-NO|verk=Ekofisk}}</ref> ''Gulftide'' var den første mobile riggen i verden som ble brukt til offshore produksjon, og ikke bare til boring og testing.<ref name=SPE8120/>

Plan for utbygging og drift ([[Plan for utbygging og drift|PUD]]) ble godkjent 1. mars 1972.<ref name=NPDFAKTA/>

I den første produksjonsperioden ble volumene sendt til tankskip, via to lastebøyer (SMBs = Single Bouy Moorings) forankret på havbunnen og plassert henholdsvis 2,4 og 2,8 kilometer fra ''Gulftide''. Værforholdene i Nordsjøen ga imidlertid problemer med å få oljen fra rigg til skip, og produksjonen måtte ofte stanses. Løsningen ble å konstruere en bunnfast tank med rom for store volum olje under plattformen.

Ekofisktanken var den første i en rekke av betong-konstruksjoner for Nordsjøen.  Tanken var utviklet av norske ingeniører og hadde en revolusjonerende design. Tidligere konstruksjoner på andre felt til havs hadde vært dominert av stål. Byggingen av Ekofisktanken startet i [[Jåttåvågen]] i Stavanger i juni 1971, med planlagt ferdigstillelse 1. august 1972. På grunn av usikkerhet knyttet til styrken i konstruksjonen sprakk tidsplanen med nesten ett år; tanken ble installert på feltet i juli 1973. Ni lagerceller er plassert i midten av tanken, og rundt disse er det en vegg med store huller som fungerer som bølgebryter. Tilsammen kan tanken romme {{formatnum:160000}} m³.<ref name=SPE8120/>

I januar 1972 var fire brønner i produksjon.<ref name=SPE8120/>  

=== Feltutbygging ===

Feltet ble produsert med lastebøyer fram til april 1974.  I 1971 var arbeidet begynt med å bygge og installere tre boreplattformer, ''A'', ''B'' og ''C'', én produksjonsplattform ''FTP'' (Field Terminal Platform) og
et flammetårn.   

Et offentlig utvalg (Ekofisk-utvalget) var nedsatt av Industridepartementet alt i 1970 for å utrede alternative muligheter for ilandføring av oljen.  Arbeidet ble avsluttet i februar 1972, med
en konklusjon om at markedet ikke var tilstrekkelig stort til å forsvare en ilandføring i Norge.<ref name=NOU>{{kilde www|url=https://www.nb.no/items/edb901c91e0b3d53cd2d74c2d0b72773?page=0 |tittel= NOU 1972: 15 Ilandføring av petroleum | besøksdato=2020-02-28 | utgiver=Industridepartementet}}</ref>
Dybden på [[Norskerenna]] ville også være en stor teknisk utfordring.  
Utvalget anbefalte derfor at en fulgte Phillips' ønske om en ilandføring av oljen i Teesside i England, der selskapet hadde et raffineri.  Avstanden til Teesside fra Ekofisk er 345 kilometer, og det var knyttet 
betydelig økonomisk og teknisk risiko til arbeidet med å legge rørledningen også til Teesside. 

Selskapet ''Norpipe a.s.'' som fikk ansvaret for å legge rørledningen var eid 50/50 av Phillipsgruppen og [[Equinor|Statoil]].  Arbeidet med leggingen til Teesside startet i mai 1973 og ble fullført i mai 1974.<ref name=SPE8120/>
Legging av gassledningen til Emden i Tyskland startet i april 1974 og avsluttet i august 1977.  Avstanden til Emden er 420 kilometer.

De omkringliggende feltene i Ekofiskområdet ble alle knyttet til Norpipe, gjennom rørledninger til et felles prosesseringsanlegg på Ekofisk FTP.  I 1981 ble også [[Valhallfeltet]] utenfor Ekofiskområdet koblet
til Norpipe, via Ekofisk.  

=== Gassinjeksjon ===

For å øke utvinningen ble det i 1974 installert kompressorer for re-injeksjon av gass.  Kompressorene kunne generere et injeksjonstrykk på {{formatnum:9200}} psia (ca 634 bar), 
noe som på installasjonstidspunktet var verdensrekord.<ref name=SPE8120/>  Den første installasjonen var fullført i juni 1974, men en redesign ble nødvendig på grunn av vibrasjoner i installasjonen.  
Det tilpassede utstyret kom i drift i februar 1975, men kunne da ikke nå det opprinelige maksimale injeksjonstrykket. Injeksjonsegenskapene (injektiviteten) til brønnene var imidlertid bedre enn 
først antatt, så det ekstra høye injeksjonstrykk viste seg unødvendig.  

=== Vanninjeksjon ===
[[Fil:Ekofisk 2-4 K (DEX KF 000635).jpg|thumb|Ekofisk 2/4 K og 2/4 B]]
Våren 1981 ble det startet et pilotprosjekt med vanninjeksjon, ved hjelp av én injektor og tre produsenter.<ref name=SPE13120>{{kilde artikkel|forfatter=L.K. Thomas, T.N. Dixon, C.E. Evans, M.E. Vienot|tittel=Ekofisk Water Pilot|publikasjon = Journal of Petroleum Technology |år=1987|hefte=February}}</ref>
Formålet var å se om vanninjeksjon kunne brukes for å opprettholde trykket i reservoaret, for dermed å øke utvinningen.
Det var knyttet betydelig usikkerhet til hvordan kritt-reservoaret ville oppføre seg under injeksjon av sjøvann.<ref name=SPE90014>{{kilde artikkel|forfatter=G. Hamon|tittel=Revisiting Ekofisk and Eldfisk Wettability|publikasjon = SPE 90014 presentert på SPE Annual Texchnical Conference and Exhibition, Houston|år=2004}}</ref>
I 1983 godkjente myndighetene en plan for vanninjeksjon.<ref name=NOFAKTA/>  

Ekofisk 2/4 K er hovedinstallasjonen for vanninjeksjon og har vært i drift siden 1987.  

=== Ulykker ===
22. april 1977 var det en ukontrollert utblåsning fra Ekofisk 2/4 B. [[Bravo-utblåsningen]] pågikk i åtte døgn før det lyktes amerikanske brønndrepere å stoppe oljestrømmen. Denne utblåsningen er fortsatt det største oljeutslippet på norsk sokkel.<ref>Norges offentlige utredninger - NOU 1977: 47, Bravorapporten, Universitetsforlaget.</ref>

På nabofeltet Edda inntraff det en katastrofe 27. mars 1980, da den [[Halvt nedsenkbar plattform|halvt nedsenkbare]] boligplattformen [[Alexander L. Kielland (plattform)|Alexander L. Kielland]] kantret i uvær. 123 av de 212 om bord omkom.<ref>Næsheim, Thor (leder); Moan,Torgeir; Kloster,Aksel; Bekkvik, Per; Øveraas, Sivert: «Alexander L. Kielland»-ulykken/ tilleggsuttalelse / fra et utvalg oppnevnt ved kongelig resolusjon 28. mars 1980 ; Tilleggsuttalelsen er avgitt til Justis- og politidepartementet 3. november 1983, Norges offentlige utredninger, NOU 1983, 53, Universitetsforlaget, 1983.</ref>

I mai 1990 mistet en mekaniker livet i en arbeidsulykke på Ekofisk 2/4 W.<ref>{{kilde www| url=https://ekofisk.industriminne.no/nb/dodsulykke-under-arbeid/ |tittel=Dødsulykke under arbeid | utgiver=Industriminne Ekofisk |besøksdato=2020-03-01}}</ref>

8. juni 2009 kjørte brønnstimuleringsfartøyet «Big Orange XVIII» i høy fart og uten kontroll inn i et område med flere plattformer. Skipet var bare få meter fra å kollidere med plattformer der hundrevis av oljearbeidere lå og sov. 2/4-W (Whisky-plattformen) måtte i etterkant rives pga. av sammenstøtet.<ref>Kvitrud, Arne. "Collisions between platforms and ships in Norway in the period 2001-2010." ASME 2011 30th International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering. American Society of Mechanical Engineers Digital Collection, 2011.</ref>

=== Innsynkning av havbunnen ===

I løpet av 1984 begynte en å registrere en innsynkning av havbunnen på feltet, forårsaket av trykkfallet i reservoaret generert av produksjonen. En [[deformasjon|plastisk deformasjon]] av
kritt-bergarten i reservoaret hadde ført til at mange porer hadde kollapset.<ref name=SPE17852>{{kilde artikkel |forfatter=A.M. Sulak, J. Danielsen |tittel=Reservoir aspects of Ekofisk subsidence |publikasjon = Journal of Petroleum Technology | år=1989 |bind = 41|hefte = 7}}</ref>
Sammentrykningen av reservoaret hadde blitt transportert til overflaten av de mellomliggende bergartene.  Innsynkningen var merkbar i et område rundt plattformen med en diameter på 6 kilometer, med en endring på 1 - 2,5 meter.<ref name=OTC5652/>
I 1985 begynte et systematisk program for å overvåke innsynkningen og forberedelser for å sikre installasjonene mot effektene.

Basert på observasjoner og teoretiske modeller ble det anslått at en oppjekking av plattformene på 6 meter ville være tilstrekkelig for å kompensere for eksisterende og framtidig 
innsynkning.<ref name=OTC5652>{{kilde artikkel |forfatter= A.G. Smith, T.E. Smith, T. Monshaugen|tittel=Ekofisk subsidence: Conceptual and design considerations along the road to jacking |publikasjon = OTC-5652-MS presentert på Offshore Technology Conference, Houston, Texas | år=1988}}</ref>
Oppjekking av samtlige stålplattformer ble utført i 1987, i to operasjoner uten at produksjonen stanset. 
Ekofisktanken (2/4 T) fikk i 1989 montert en ekstra beskyttelsesvegg. 

Innsynkningen har vært på opptil 0,4 meter per år, men vanninjeksjon i reservoaret har nå redusert innsynkningen til 0,1 meter per år.{{tr}}  I 2020 oppgir Oljedirektoratet at samlet innsykning er på over 10 meter midt i feltet 
og er ventet å fortsette, om enn i mindre omfang.<ref name=NPDFAKTA/>

De nyere plattformene på senteret (2/4 X, 2/4 J, 2/4 M, 2/4 Z og 2/4 L) ligger betydelig høyere over sjøoverflaten enn den gamle delen av komplekset. Operatøren planlegger videre utbygging av komplekset for å erstatte eldre plattformer og 
sikre produksjonen ut lisensperioden (2028).

=== Permanent seismisk monitorering ===

I 2010 ble det installert et system for permanent [[seismikk|seismisk monitorering]] på havbunnen på Ekofisk, kalt Ekofisk LoFS 
(''Life of Field Seismic'').<ref name=CGM>{{kilde www | url=https://www.cgg.com/technicalDocuments/cggv_0000017552.pdf | tittel=Ekofisk life-of-field seismic: Operations and 4D processing | utgiver=cgg.com | besøksdato=2020-03-01 | arkiv-dato=2020-09-28 | arkiv-url=https://web.archive.org/web/20200928175044/https://www.cgg.com/technicalDocuments/cggv_0000017552.pdf | url-status=død }}</ref>
Over 200 kilometer med seismisk kabel med tilsammen 4000 sensorer er lagt ut på havbunnen og dekker et område på over 60 kvadratkilometer over feltet.  I løpet av 2010-2013 ble det samlet inn seks «årganger» av seismiske data. En sammenstilling av disse kan
brukes til å kartlegge endringer i trykk- og væskeforhold i reservoaret, i såkalt [[4D-seismikk]].

== Geologi ==
[[Fil:Gephyrocapsa oceanica color.jpg|thumb|Elektronmikroskop-bilde av en coccolithophoride.  Skalaen er 1 mikrometer.]]
Ekofisk-reservoaret ligger i [[Sentralgraben]] på omkring 3000 meters dyp, i en nord-sør-orientert antiklinal over en 
saltdom.<ref name=SPE13120/><ref name=NFR1>[[#NFR|: W. Narr, D.S. Schneider, L.B Thompson; ''Naturally fractured reservoir characterization'']] s.84ff </ref>

Reservoaret er delt i Ekofisk-formasjonen og den underliggende Tor-formasjonen.  Mellom disse to produserende formasjonene ligger et 15-30 meter tett lag.  Cirka 2/3 av det produserende volumet er i Ekofisk-formasjonen.

I sen [[jura (geologi)|jura]] var Sentralgraben under innsynkning, og det ble avsatt tykke lag [[sediment]]er av marine leire. Disse avsetningene satte igang svelling av underliggende salt, som trengte opp i saltdomer. 
Både innsynkning og salt-inntregning fortsatte i den etterfølgende kritt-perioden, da det i de siste tidsavsnittene ble avsatt biogen kalk.

Tor-formasjonen er avsatt i tidsperioden [[Maastricht (geologi)|maastricht]] i sen kritt. Reservoartykkelsen er omkring 60 meter.
Ekofisk-formasjonen er avsatt i tidsperioden [[danian]] i tertiær. Reservoartykkelsen er omkring 120 meter.  Begge formasjoner består av karbonatsedimenter.

Kalksedimentene består i all hovedsak av [[mikritt]], en mikrokrystallinsk kalkslam med en kornstørrelse på mindre enn 4 mikrometer.<ref name=GEO1>[[#GEO|W. Glennie: ''Petroleum Geology of the North Sea'']] s.327f </ref>
Disse sedimentene er dannet av [[plankton]] som har levd i det tempererte havet og blitt avsatt på havbunnen. Den dominerende plankton-typen er [[coccolithophoride]]r.  

Trass i den mikroskopiske kornstørrelsen på det avsatte kalkslammet er [[porøsitet]]en på Ekofisk god, med en gjennomsnittlig verdi på omkring 32 %.<ref name=SPE13120/>  Dette er uvanlig høyt for en så dyptliggende
formasjon og skyldes antagelig en kombinasjon av overtrykk i reservoaret, magnesium-rik reservoarvæske og tidlig inntrengning av petroleum.  

[[Permeabilitet]]en i bergarten er generelt lav, med verdier i intervallet 0,1 - 10 [[Darcy|milliDarcy]].  Et naturlig sprekksystem bidrar imidlertid til at den effektive permeabiliteten er betydelig større, og 
testverdier på opp til 200 milliDarcy er observert.  
Oppsprekkingen øker med økende dyp og er størst i Tor-formasjonen.  I Ekofisk-formasjonen er sprekkene dannet [[tektonikk|tektonisk]], mens i Tor-formasjonen er de primært dannet i tilknytning til [[stylolitt]]er.<ref name=SPE13120/>  Kartlegging av sprekkfordeling og sprekkgeometri er basert på [[kjerneprøve]]r fra brønnene, sammen med en analyse av spenningsforhold i reservoaret.  

Tektoniske sprekker er plane og har en helning fra nær vertikale til omkring 65°.  Lengden kan være titals meter, mens høyden er anslått til å være 3-4 meter.<ref name=NFR1/>  Avstanden mellom hver sprekk er antagelig under én meter i hele feltet. [[Strøk og fall|Strøkretningen]] til disse sprekkene er hovedsakrlig nord-øst/syd-vest.  

[[Kildebergart]]en til oljen i Ekofisk-feltet er den underliggende [[Kimmeridge-skifer]]en fra jura-alder.<ref name=GEO2>[[#GEO|W. Glennie: ''Petroleum Geology of the North Sea'']] s.283ff </ref>

== Reservoarteknologi ==

Oljen i Ekofisk er en lett undermettet råolje med [[API-tyngde|API-gravitet]] 36 og et initiell [[gass/olje-forhold]] på ca. 272 Sm³/Sm³.<ref name=SPE13120/>  Svovelinnholdet er lavt, 0,1-0,2 %. 

I startfasen ble reservoaret produsert bare ved hjelp av trykkavlasting.  Initielt trykk og temperatur var ca. 491 bar og ca. 131 °C.  
Oljen var undermettet, slik at det ikke var fri gass i reservoaret, og [[boblepunkttrykket]] var ca. 382 bar.<ref name=SPE13120/>

I tidligfasen var forventet utvinning anslått til å ligge mellom 15 og 22 %.  Etter dette har en igangsatt injeksjon av både gass og vann for å øke utvinningen, og endelig utvinningsgrad er i 2020
estimert til over 50 %.<ref name=NPDFAKTA/>  Også kompaksjonen av reservoaret har bidratt positivt til produksjonen.  

I 2020 er omkring 250 brønner i produksjon på feltet.  Nesten 100 brønner brukes til vanninjeksjon og fire brønner til gassinjeksjon.<ref name=NPDFAKTA/>
Boring av brønner pågår fremdeles.  

I det tette krittreservoaret foregår mesteparten av væskeflyten i sprekksystemet, som er dannet naturlig i reservoaret.  Gass og olje strømmer fra selve bergarten, referert til som ''matriks'', og ut i 
sprekksystemet, der den transporteres videre mot brønnene.  Kartlegging av sprekksystemet, med sprekktetthet og sprekkorientering, er derfor svært viktig for å forstå og forutsi oppførselen til reservoaret.

Under vanninjeksjon vil også vannet primært følge sprekksystemet, men vil «suges opp» i matriks ved hjelp av spontan [[Kapillarkrefter|kapillar imbibisjon]] og fortrenge oljen.  Dette er samme effekt som når væske suges opp i en 
sukkerbit som dyppes i kaffe, og der kaffen erstatter den opprinnelige luften i sukkerbiten. Også tetthetsforskjeller mellom væskene gass, olje og vann er viktige for dynamikken i utvekslingen i reservoaret.  
Fuktegenskaper til bergarten og [[overflatespenning]] mellom væskene er viktige for å forstå prosessene. Vanninjeksjon ble først satt i gang i den underliggende Tor-formasjonen, der
reservoaregenskapene så ut til å være best egnet for slik injeksjon.  I løpet av 1986-1988 gjennomførte en også utprøving av vanninjeksjon i Ekofisk-formasjonen, og gode resultat gjorde at en utvidet
vanninjeksjon til å omfatte begge formasjonene.  Resultatene fra feltet har vist seg langt bedre enn en først forutså fra eksperiment og målinger i laboratoriet.<ref name=SPE90014/>

Etter mange år med vanninjeksjon er utfordringen nå å identifisere gjennværende lommer av olje i reservoaret, samt å håndtere den økende mengden av produsert vann.<ref name=NPDFAKTA/>

== Plattformene ==
[[Fil:Eko 2-4R jacket on H-627.JPG|thumb|Stålrørunderstell 2-4R i [[Mekjarvik]].]]
Ekofiskfeltet består av mange plattformer som er knyttet sammen med gangbroer (komplekset), og noen som er frittliggende. Med unntak av Ekofisk 2/4 T (tanken) står de på stålrørunderstell. Tabellen under viser en oversikt over de forskjellige plattformene. Kolonnen «Operatør» refererer til operatørselskapet ved driftsstart.
{| class="wikitable"
|-
! Plattform
! Funksjon
! Driftstart
! Nedstengt
! Operatør
! Beliggenhet
! Annet
|-
| Ekofisk 2/4 A
| Boring, produksjon og bolig
| 1974
| 1/9 2013
| Phillips
| Frittliggende. 
| Boretårnet er fjernet og boligkvarteret er ikke i bruk. Brønner blir plugget og forlatt av jack-up riggen Rowan Gorilla VI
|-
| Ekofisk 2/4 B
| Boring, produksjon og bolig
| 1974
|
| Phillips
| Gangbro til Ekofisk 2/4 K. 
| Boligkvarter og boretårn er nå fjernet.
|-
| Ekofisk 2/4 C
| Boring, produksjon og kompressor
| 1974
|
| Phillips
| Komplekset. 
| Boretårn og kompressormodul er fjernet.
|-
| Vest Ekofisk 2/4 D
| Boring, produksjon og bolig
| 1977
| 1998
| Phillips
| Frittliggende
| Fjernes innen 2013
|-
| Tor 2/4 E
| Boring, produksjon og bolig
| 1977
|
| Phillips
| Frittliggende. 
| Boretårnet er fjernet.
|-
| Ekofisk 2/4 FTP
| Produksjon (Field Terminal Platform)
| 1974
|
| Phillips
| Komplekset. 
| Alle funksjonene til 2/4 FTP er overtatt av 2/4 J og 2/4 M og ble fjernet i april 2019
|-
| Ekofisk 2/4 G
| Stigerør
| 1981
| 1998
| Amoco
| Komplekset<ref name=Eko>Gangbroen Eko C - Eko P - Eko T ble fjernet sammen med overbygget til Eko P sommeren 2009. Plattformene Eko T og Eko G har derfor ikke lenger gangbroforbindelse til resten av Ekofiskkomplekset.</ref>
|Overbygg fjernet i juli 2016
|-
| Ekofisk 2/4 H
| Bolig
| 1978
| 
| Phillips
| Komplekset
| Planlagt fjernet innen 2013
|-
| Ekofisk 2/4 J
| Prosess og transport
| 1998
| 
| Phillips
| Komplekset
| Designet av [[Aker Solutions]] Engineering 1994-1998
|-
| Ekofisk 2/4 K
| Boring, vanninjeksjon og bolig
| 1987
| 
| Phillips
| Gangbro til Ekofisk 2/4 B
| 
|-
| Ekofisk 2/4 L
| Boligplattform (verdens største offshore)
| 2013
| 
| ConocoPhillips
| Gangbro til Ekofisk 2/4 M
| 
|-
| Ekofisk 2/4 M
| Brønnhode og prosess
| 2005
| 
| ConocoPhillips
| Komplekset
| Designet av Aker Solutions Engineering i 2002-2005
|-
| Ekofisk 2/4 P
| Pumpe
| 1975
| 1998
| Phillips
| Komplekset
| Overbygg fjernet i 2009
|-
| Ekofisk 2/4 Q
| Bolig
| 1973
| 
| Phillips
| Komplekset
| ble fjernet i april 2019
|-
| Ekofisk 2/4 R
| Stigerør
| 1977
| 1998
| Phillips
| Komplekset
| Overbygg fjernet i 2009
|-
| Ekofisk 2/4 S
| Stigerør
| 1985
| 1998
| Statoil
| Komplekset
| Overbygg fjernet i 2001
|-
| Ekofisk 2/4 T
| Lagringstank og prosess
| 1974
| 1998
| Phillips
| Komplekset<ref name=Eko/>
| Overbygg fjernet i 2008
|-
| Ekofisk 2/4 W
| Vanninjeksjon
| 1991
| 2009
| Phillips
| Komplekset
| Opprinnelig brostøtte. Bru til resten av komplekset ble fjernet etter kollisjonen med ''Big Orange'' sommeren 2009
|-
| Ekofisk 2/4 X
| Boring og brønnhode
| 1996
| 
| Phillips
| Komplekset
|
|- 
| Ekofisk 2/4 Z
| Brønnhode
| 2013
| 
| ConocoPhillips
| Komplekset
| Designet av Aker Solutions Engineering i 2010-2013. Første brønner boret med jack-up riggen ''Mærsk Gallant''. Videre boret med jack-up riggen ''West Linus''.
|}

I tillegg var det to separate fakkeltårn forbundet med komplekset via gangbroer. Det ene (Ekofisk SF) lå sør for Ekofisk 2/4 W, og det andre (Ekofisk 2/4 NF) lå nord for Ekofisk 2/4 R. Etter at plattformen Ekofisk 2/4 J med integrert fakkeltårn ble satt i drift i 1998, ble disse fakkeltårnene etterhvert tatt ut av bruk. Begge er nå fjernet. Sørfakkelen ble fjernet som en del av sikringen av den sørlige delen av komplekset etter kollisjonen mellom med forsyningsfartøyet Big Orange og 2/4 W i 2009.

Det har også vært en rekke flyttbare plattformer på Ekofiskfeltet i kortere eller lengre tid. De fleste har vært [[Oppjekkbar plattform|oppjekkbare plattformer]], men noen har vært halvt nedsenkbare plattformer. De har vært der for leteboring, produksjonsboring, plugging av brønner eller som [[Flotell|floteller]].

== Industriminne Ekofisk ==
I 2001 tok [[Riksantikvaren]] initiativet til å dokumentere Ekofiskområdet som et industrielt kulturminne. Arbeidet har blitt utført som et samarbeidsprosjekt mellom ConocoPhillips, [[Norsk Oljemuseum]], Statsarkivet i Stavanger og [[Nasjonalbiblioteket]]. Utstillingen er tilgjengelig ved besøk i Norsk Oljemuseum og på et eget nettsted.

== Litteratur ==

*{{Kilde bok
| ref = SVG4
| forfatter=Gunnar Roalvam og Kristin Øye Gjerde
| redaktør= Harald Hamre og Knut Helle
| utgivelsesår=2012
| tittel=Stavanger bys historie: Oljebyen 1965-2010
| bind=4| utgivelsessted=Stavanger
| forlag=Wigestrand Forlag
| isbn=978-82-8140-060-3
| id=
| kommentar= 
| url= }}

*{{Kilde bok
| ref = GEO
| forfatter=
| redaktør= W. Glennie
| utgivelsesår=1998
| tittel=Petroleum Geology of the North Sea
| bind=4| utgivelsessted=Oxford
| forlag=Blackwell Science
| isbn=0-632-03845-4
| id=
| kommentar= 
| url= }}

*{{Kilde bok
| ref = NFR
| forfatter=Wayne Narr, David S. Schechter, Laird B. Thomson
| redaktør= 
| utgivelsesår=2006
| tittel=Naturally fractured reservoir characterization
| bind=
| utgivelsessted=Richardson, Tx
| forlag=Society of Petroleum Engineers
| isbn=978-1-55563-112-3
| id=
| kommentar= 
| url= }}

== Referanser ==
<references/>

== Eksterne lenker ==

* [https://www.norskpetroleum.no/fakta/felt/ekofisk/  norskpetroleum.no] Informasjon om Ekfofisk fra Oljedirektoratet og Olje - og energidepartementet.    
* [https://ekofisk.industriminne.no/nb/hjem/ Industriminne Ekofisk] Besøkt 28. februar 2020.

{{Norske oljefelt}}
{{Autoritetsdata}}

[[Kategori:Oljesøl]]
[[Kategori:Norske olje- og gassfelter]]
[[Kategori:Nordsjøen]]
[[Kategori:Kulturminner i Nordsjøen]]
[[Kategori:Norsk oljehistorie]]