Søk i GEO365.no

Etter at det er påvist olje i en letebrønn, gjenstår en mengde arbeid med å bestemme reservoarets og oljens egenskaper slik at reservene - hvor mye olje som kan produseres - kan beregnes.

Halfdan Carstens

"Pertra kan ha funnet 38 millioner fat olje i Storskrymten," har vi skrevet flere ganger på denne kunnskapsbloggen. Men hvordan har geologene og ingeniørene kommet frem til dette tallet som vi kaller "reserver"?

Svaret kommer etter nøye beregninger hvor både geologer, geofysikere og reservoaringeniører er involvert.

Statfjord-feltet hører med blant de feltene i Nordsjøen som har aller største opprinnelige oljereserver. Det skyldes en kombinasjon av stort bergartsvolum, ”god sand” (det meste av reservoaret er produktivt), høy gjennomsnittlig porøsitet, høy oljemetning (mye olje i forhold til vann), og – ikke minst – svært høy utvinningsfaktor.

De første reserveberegningene gjøres før det tas en beslutning om å bore. Viser beregningene at det er for lite olje til at den kan produseres lønnsomt, vil ikke prospektet bli boret. I en lønnsomhetsvurdering vil både økonomer og petroleumsingeniører med forstand på feltutbygningskostnader være med.

Senere, når feltets og reservoarets egenskaper har blitt kjent gjennom kartlegging, boring og en hel bråte med analyser, blir reserveberegningene gjort på nytt. De inngår i en ny lønnsomhetsbetraktning før det eventuelt tas en beslutning om å starte produksjon og bygge ut feltet. Noen ganger kan det være nok å bore én brønn for å få nok kunnskap om reservoaret, andre ganger - og særlig hvis feltet er stort - vil det bli boret flere avgrensningsbrønner for å har en god forståelse av reservoarets egenskaper når produksjonene skal planlegges.

Når produksjonen etter hvert kommer i gang, vil det kontinuerlig bli gjort nye beregninger om hvor mye reserver som er igjen i feltet. Disse er basert på nye data om reservoaret så vel som produksjonsdata som kommer fortløpende fra produksjonsbrønnene. Den nye kunnskapen vil bli brukt til å planlegge en mest mulig effektiv drenering av reservoaret.

Noen viktige faktorer

For å beregne oljereservene i et felt trenger vi å kjenne til en rekke faktorer:

- volumet av fellen

- "netto sand"

- porøsitet

- oljemetning

- formasjonsvolumfaktor

- utvinningsfaktor

Volumet av fellen er det totale bergartsvolumet som ligger mellom olje/vann-kontakten og toppen av reservoaret. Tenk deg en stor svamp, skjær den i to deler langs en horisontal flate og behold den øverste delen. Beregn deretter det totale volumet av den delen av svampen som du har beholdt.

"Netto sand", eller "net to gross", angir hvor stor del av reservoaret som er produktivt. Dette angis som en fraksjon eller i prosent, for eksempel 0,6 eller 60 %. I dette tilfellet vil bare 60 % av reservoaret kunne produsere olje, fordi 40 % har for lav permeabilitet. Årsaken kan være at reservoaret består av en blanding av porøs sand og tett skifer. Andre ganger kan for eksempel sandsteinene være tette i tynne lag. Beholder vi svampen som analog, kan vi tenke oss at den har noen harde og tette lag som vi ikke kan presse ut væske fra.

Porøsitet angir hvor stor del av bergartsvolumet som er hulrom. Mengden hulrom kan variere fra noen få prosent til over 30 prosent (Dag 49: Oljen ligger i ørsmå hulrom). Jeg vet ikke om det er forskjell på svamper, men det må vi anta, og derfor gjetter vi på at noen har mange og store hulrom, mens andre har få og små. De fleste reservoarer på norsk sokkel har porøsitet mellom 10 og 30 prosent. Ghawar-feltet, som vi besøkte på mandag (Dag 69: Hvor stort er egentlig "stort"), har gjennomsnittlig porøsitet på 20 prosent. Hulrommene kan være fylt med vann, olje og gass, men det skjer også at hulrommene er fylt med gasser som ikke er hydrokarboner (for eksempel CO₂).

Et oljereservoar vil aldri inneholde bare olje. Det vil alltid være noe vann i reservoaret. Vi snakker om oljemetning som også angis som en fraksjon eller i prosent. Oljemetningen bestemmes av reservoarbergartenes egenskaper og varierer gjennom reservoaret. Oljemetningen vil selvsagt endre seg under produksjonen, men det er fysisk umulig å ta ut all oljen. På samme måte som at det alltid er noe vann i reservoaret før produksjonen starter, vil det på slutten av produksjonen alltid være noe olje igjen.

Formasjonsfaktoren er et uttrykk for at væskene i reservoaret vil ha et annet volum under overflatebetingelser enn ved høyt trykk og temperatur i reservoaret.

Utvinningsfaktoren har vi vært innom tidligere. Den oppgis også som en fraksjon eller i prosent og forteller hvor mye av oljen som faktisk kan utvinnes fra reservoaret (Dag 68: Hvor stort er et oljefelt?). Vi kan tenke oss at vi ikke er sterke nok til å presse alt vannet ut av svampen. Det vil alltid være litt igjen å presse ut for den som er sterkere i klypa enn deg.

Likningen

Reservene i et felt er produktet av alle faktorene som er nevnt ovenfor.

Reserver = volum x netto sand x porøsitet x oljemetning x formasjonsfaktor x utvinningsfaktor.

Alle disse faktorene, unntatt én, bidrar til at reservetallet er mindre enn det opprinnelige bergartsvolumet.

Hvis vi tenker oss et felt hvor det totale bergartsvolumet er 16 millioner kubikkmeter (100 millioner fat), vil reservene kunne være: 100 x 0,6 x 0,2 x 0,8 x 1,1 x 0,5 = 4,8 millioner fat.

Sagt på en annen måte; innenfor den svampen vi skar bunnen av klarer vi kun å produsere fem millioner fat. Det er altså en faktor på 20 mellom bergartsvolumet og den mengden med olje vi klarer å produsere lønnsomt.

Faktorene vi har brukt ovenfor er vilkårlige, selv om de er realistiske. For å beregne de utvinnbare reservene i Storskrymten må Pertra kjenne de forekjellige parameterne i detalj. Det er derfor det er så viktig å bore en sidestegsbrønn (15/12-18A) i tillegg til den opprinnelige letebrønnen (15/12-18S). For det er bare brønndata som kan gi informasjon om reservoarets egenskaper.

Les om reservene i felt på norsk sokkel.

Oppdatert: 18.11.2007 16:15
av Alf

Brønn 15/12-18S