Geologiske forudsætninger Reserver og produktion Efterforskningsmetoder

Produktionsteknologi ...
Reservoirteknik	Bjergarters reservoiregenskaber     Olier og gassers fysiske egenskaber     Bestemmelse af olie- og gasmængder i reservoiret     Prøveproduktion og formationstest     Reservoirets naturlige drivmekanismer     Reservoirberegninger med computer-modeller

Forsiden

Oversigten

Udskriv

Den olie og gas, der i dag indvindes fra porøse lag i undergrunden, har været lagret i disse lag i årmillioner. Lagervolumenet udgøres af porevolumenet, der er summen af de sammenhængende små hulrum i lagene. Porøsiteten definerer forholdet mellem porevolumen og den porøse strukturs totalvolumen:

Porøsiteten er en nøgleparameter i vurderingen af hvor meget olie eller gas, der er i en struktur. Porøsiteten af en given struktur må sædvanligvis bestemmes ved laboratoriemålinger. Kun for konstruerede porøse strukturer, som f.eks. kuglepakninger, vil det normalt være muligt at beregne porøsiteten.

For den løse kuglepakning vist på figuren til venstre kan porøsiteten udregnes på følgende måde:

Volumenet af kubusen (a) nederst på figuren er (2r)³. Kubusen indeholder 8 ottendedele af én kugle og har kantlængden (2r). Porevolumenet er givet ved:

hvor sidste led i udtrykket angiver volumenet af de 8×1/8 kugle i kubusen. Herudfra kan porøsiteten udregnes på grundlag af definitionsformlen for porøsitet:



For den tætteste kuglepakning kan porøsiteten udregnes ved tilsvarende overvejelser. Porøsiteten for denne kuglepakning er 26%. Porøse strukturer i naturen adskiller sig fra disse idealiserede strukturer og er endvidere meget forskellig fra bjergartstype til bjergartstype.

For sand og sandsten kan porøsiteten variere mellem 10% og 40%. På grund af variationer i sandkorne-nes størrelse kan porøsiteten godt være betydelig mindre, end det f.eks. var tilfældet med den tætteste kuglepakning, idet mindre korn er indlejret mellem større korn. I det danske Siri felt i Nordsøen er de typiske porøsiteter 25-30%.

Kalk er opbygget af kalkskaller fra mikroskopiske dyr, og har tit en meget ensartet struktur og porøsiteten kan være så høj som 40%. I kalksten kan der være tale om både en primær og sekundær porøsitet. Den primære porøsitet er porøsiteten i kalkens matrice, grundstruktur, medens en sekundær porøsitet kan være i form af sprækker i kalken. Typiske værdier af porøsiteten for kalk er 5-40%. I det danske Syd Arne felt, som er et kalkfelt, varierer porøsiteten mellem 30 og 40%.

Porøsitet er en størrelse uden dimension. Der er f.eks. ikke knyttet en længde til porøsitet. I den løse kuglepakning vil porøsiteten være 47.6 % uanset kornstørrelse. Porøsiteten siger altså ikke noget om porernes størrelse kun om det relative porevolumen. Kalk kan som nævnt godt have en meget høj porøsitet, altså stort relativt porevolumen, der kan indeholde meget olie, men meget små porer, så små at olien måske ikke kan strømme i porestrukturen, og derfor ikke kan produceres.

Gas, olie og vand i reservoiret udgør et system bestående af tre faser i reservoirets porestuktur. Faser må her ikke forveksles med "tilstand" f.eks. væske- eller gastilstand.

En fase defineres som et afgrænset homogent område af et større system, kendetegnet ved fysiske parametre, der adskiller området fra andre områder i systemet. F.eks. består systemet a) på figuren til venstre af i alt 4 faser, som alle befinder sig i væsketilstanden: kviksølv, tetraklorkulstof, vand og benzin.

Systemet b) består af 3 faser, hvor én fase (vanddamp) befinder sig i gastilstanden, én fase i væsketilstanden (vand) og én fase i faststoftilstanden (is).

Når reservoiret er i ligevægt, vil de tre faser - gas, olie og vand - være fordelt i reservoiret afhængig af fasernes indbyrdes massefyldeforhold og dermed forskellig gravitationsmæssig påvirkning. Øverst i reservoiret samles gassen i gaszonen, dernæst følger oliezonen og nederst vandzonen. En zone i reservoiret er et større sammenhængende område, der er domineret af tilstedeværelsen af en enkelt fase.




De enkelte faser i reservoiret er påvirket af forskellige kræfter i ligevægtstilstanden. Gravitationskræfterne i reservoiret vil søge at adskille de enkelte faser på grund af massefyldeforskelle og kapillære kræfter, og hårrørsvirkningen i den porøse struktur vil søge at udglatte denne overgang. I overgangszonerne mellem de enkelte zoner vil alle tre faser kunne findes inden for måske enkelte porer. Der er derfor behov for at kunne angive, hvor stor en del af hver enkelt fase, der befinder sig indenfor et givet område i reservoiret, for herved at få et mål for, i hvilken grad de enkelte faser er "blandet sammen". Mætningerne S_g, S_o og S_w for henholdsvis gas, olie og vand udtrykker, hvor stor en brøkdel af porevolumenet hver enkelt fase udfylder.

Generelt gælder følgende relation mellem de tre fasemætninger:

Denne relation følger umiddelbart af definitionen på mætninger.

For et område i den "rene vandzone" vil mætningen af vand S_w således være 1, medens både S_g og S_o vil være nul.

Af relationen mellem de tre fasemætninger følger at disse må ligge i intervallet [0, 1]. Der er lidt specielle forhold som gør at ydergrænserne 0 og 1 ikke altid er mulige. Vandmætningen S_w vil normalt ikke kunne reduceres til 0. Overfladespændinger binder en tynd kapillær film af vand til overfladen i den faste struktur. Denne binding er så stærk, at vandfilmen er immobil. Vandmætningen vil derfor ikke kunne reduceres mere end svarende til vandindholdet i denne kapillære film. Denne ikke-reducerbare vandmætning betegnes S_wi eller S_wc for henholdsvis, Irreducible Water Saturation og Connate (medfødt) Water Saturation.

Tilsvarende findes der en nedre grænse for både olie- og gasmætninger. Disse vil normalt ikke kunne reduceres helt til nul, ligesom de normalt ikke kan antage værdien 1 på grund af det irreducible vand.

Når to ikke-blandbare væsker tilsammen er i kontakt med overfladen af et fast stof, optræder såkaldte skillefladespændinger. Det er disse skillefladespændinger, der får regndråber til at hænge fast på lodrette glasruder. Normalt skelnes der mellem overfladespændinger og skillefladespændinger. Overfladespændinger er forårsaget af molekylære tiltrækningskræfter ved overfladen af en væske, mellem væskens molekyler i væskefasen og i gasfasen, altså tiltrækning mellem molekyler af samme stof, medens skillefladespændinger er forårsaget af molekylære tiltrækningskræfter i skillefladen mellem to ikke-blandbare stoffer, altså tiltrækning mellem molekyler tilhørende forskellige stoffer (adhæsion).

Porøse materialers evne til at opsuge væsker er et kendt fænomen fra hverdagen. Også her er det skillefladespændinger, der er ansvarlige for fænomenet. Olie- og gasreservoirer er som nævnt opbygget af porøse strukturer, og skillefladespændinger spiller her en væsentlig rolle for den ligevægtstilstand, væskerne i reservoiret befinder sig i og for de processer, der foregår i reservoiret under produktion af olie og gas.

Virkninger af kapillære kræfter kan illustreres ved den lille opstilling, der er vist på figuren herunder, hvor en beholder er fyldt med vand og olie.

Illustration af virkningen af kapillære kræfter i et system bestående af to ikke-blandbare væsker.

I beholderen er nedsænket et rør som er forsynet med et indvendigt stempel og har sin nedre åbning neddyppet i vandet. Påvirkes stemplet nu med kraften F_s, vil stemplet indstille sig i en ligevægtstilstand som markeret på figuren.

Sammenhængen mellem højden h over vand/olieskillefladen og trykket indenfor og udenfor røret er vist i grafen til højre på figuren. Udgangspunktet er her, at trykket ved 1 må være det samme både udenfor og indenfor røret med stemplet. Endvidere er trykket ved 3 lig med omgivelsernes tryk, der forudsættes kendt. Sammenhængen mellem højde og tryk kan herefter tegnes op som vist på grafen ud fra kendskabet til massefylderne ρ_o og ρ_w for henholdsvis olie og vand.

Grafen viser at trykket springer i værdi over stemplet. Trykforskellen Δp_s gange stemplets areal A_s er et mål for den kraft F_s som er nødvendig for at holde stemplet i stilling. Trykforskellen p₃- p₁ beregnet i henholdsvis den rene oliefase og ned gennem røret giver følgende relation:

Heraf fås følgende udtryk for trykforskellen over stemplet:

og den nødvendige kraft til at holde stemplet i stilling er givet ved:

På skitsen af beholderen med stempelrøret er der ved siden af dette anbragt et kapillarrør, dvs. et rør med en meget lille lysning. Ved passende valg af indre radius vil vandet stige op til samme højde i kapillarrøret som i røret med stemplet, og ligevægtsbetragtningen fra før kan direkte overføres til kapillarrøret. Stempelkraften F_s er nu blot erstattet af spændinger i skillefladen mellem olie og vand og glasvæggen. Den til F_s svarende kraft F_c i kapillarrøret kan omregnes til et tryk p_c, hvorved ligning (1) får følgende form:

Dette tryk kaldes kapillartrykket.

"Stempelkraften" F_c i kapillarrøret optræder som nævnt ved skillefladen mellem olie og vandfasen og skyldes skilleflade-spændinger mellem de to faser og rørvæggen og mellem faserne indbyrdes. Normalt angives skilleflade-spændingen i enheden N/m (dyn/m) og derved bliver den et udtryk for kraften pr. længdeenhed langs en skilleflade mellem to faser.

Som vist på skitsen til venstre vil skilleflade-spændingen i kapillarrøret danne en vinkel med rørvæggen. Den samlede opadrettede kraft, stammende fra skilleflade­spændingen, bliver

og det dertil svarende kapillartryk p_c fås af ligning (2):

I et kapillarrør med en veldefineret indre radius r, eksisterer der altså en helt entydig sammenhæng mellem kapillartrykket defineret ved ligning (2) og skilleflade-spændingen mellem væskerne i røret.


Den her beskrevne rørmodel kan udbygges til at illustrere kapillæreffekten i en sammensat struktur. Nedenunder er vist en idealiseret porøs struktur fremstillet af en række kapillære rør med forskellig indre radius

Idealiseret porøs struktur opbygget af kapillarrør med indbyrdes forskellig radius.

Hvis vandmætningen i et givet snit i modellen defineres som den del af røråbningerne der er fyldt med vand i forhold til det samlede areal af røråbningerne, kan der tegnes en kapillartrykskurve, som angiver sammenhængen mellem vandmætningen i modellen og højden over det frie vandspejl. Det frie vandspejl er grænsefladen uden for rørene, hvor der ikke er kapillære kræfter.

Ud fra kapillartrykskurven får man på enkel måde karakteriseret de kapillære egenskaber for en porøs struktur. Kurven fortæller også en del om den porøse strukturs egenskaber. Et fladt plateau vil f.eks. betyde at der er mange ensartede porer i strukturen, mens en kurve næsten uden plateau angiver stor variation i porestørrelse. I porøse strukturer er de enkelte porer mellem sandkornene indbyrdes forbundne og kan opfattes som kapillarrør af meget uregelmæssig form.

Analogien til kapillarrørsmodellen holder dog ikke helt. Den måde, den vædende fase bindes til den faste struktur i det porøse medium, er betydelig mere kompleks end det var tilfældet for kapillarrøret.

Figuren til venstre viser en kapillartrykskurve for en virkelig porøs struktur. Som det ses, varierer den ækvivalente porediameter med højden på grund af kornstrukturen og er ikke konstant som i rørmodellen. De stærkeste kapillærkræfter findes i vandfilmen langs de enkelte korn, svarende til de mindste kapillarrør i rørmodellen.

Til trods for disse forskelle vil kapillartrykskurven for en virkelig porøs struktur have samme principielle form som for rørmodellen. Rørmodellen er kun tænkt som en illustration af principperne.





Permeabilitet er et mål for en porøs strukturs hydrauliske ledningsevne, dvs. dens villighed til at lade sig gennemstrømme af væsker.

Den næste figur illustrerer princippet for måling af en porøs strukturs absolutte permeabilitet. Det viste udsnit af en porøs struktur med tværsnitsareal A og længde L gennemstrømmes af en væske med viskositeten μ. Gennemstrømningsraten er Q, og de målte tryk ved ind- og udløb er p₁ og p₂. Indløb og udløb regnes at ligge i samme horisontale plan.

Principskitse for måling af permeabilitet for en struktur der gennemstrømmes af en enkelt væske.

Gennemstrømningsraten viser sig ved praktiske forsøg at være proportional med trykforskellen over den betragtede gennemstrømningslængde L. Disse observationer kan udtrykkes ved:

hvor proportionalitetsfaktoren k benævnes permeabiliteten for den porøse struktur. Størrelserne i dette udtryk måles i følgende enheder: A (m²), p(N/m²), m (Ns/m²), L(m), Q(m³/s). Dette giver enheden (m²) for permeabiliteten k. Permeabilititen kan opfattes som et mål for et karakteristisk gennemstrømningsareal i porestrukturen.

Grundenheden for permeabilitet er "Darcy", opkaldt efter opdageren af denne relation:
Typiske værdier af permeabiliteten for olie- og gasreser­voirer vil være fra 0.1 til 2-3000 md (millidarcy). Den øvre ende af denne skala er karakteristisk for "højpermeable" sandstensreservoirer, mens skalaens nedre ende er mere karakteristisk for visse typer kalkstensreservoirer. I Nordsøen som helhed er hovedparten af olie- og gasfundene gjort i sandstensreservoirer med permeabiliteter af størrelsesordenen 100 til 1000 md.

De indtil nu gjorte fund i den danske del af Nordsøen, samt i den sydlige del af den norske sektor, har alle overvejende været i kalkstensreservoirer med karakteristiske permeabiliteter fra 0.1 til 50 md. Spredningen i permeabiliteten i disse kalkstensreservoirer skyldes en større eller mindre grad af opsprækning. Hvis de producerede mængder skal være lige store, kræves der flere produktionsboringer for at producere fra et lavpermeabelt reservoir end fra et højpermeabelt reservoir.

I olie og gasfelter er strømningsforholdene noget mere komplicerede end illustreret for en enkelt væske i den sidst viste figur. For olie- og gasreservoirers vedkommende vil der som tidligere nævnt oftest være flere faser til stede samtidigt - olie, gas og vand. For at kunne beskrive en sådan flerfasestrømning er det nødvendigt at udvide permeabilitetsbegrebet.

Principskitse for måling af strømningsmodstand ved flerfasestrømning i porøse strukturer.

Figuren herover viser en situation hvor to væsker, olie og vand, samtidigt gennemstrømmer en porøs struktur. Injektionsraterne Q_o og Q_w for henholdsvis olie og vand måles sammen med de to tryk p₁ og p₂ og vandmætningen i den porøse struktur.

De to faser vil nu så at sige spærre for hinanden, og hver af faserne vil opleve, at der er et mindre gennemstrømmningsareal til rådighed eller at permeabiliteten er blevet reduceret.

Dette kan der tages højde for ved at indføre en korrektionsfaktor i ligning (3):

k_ro er en funktion af vandmætningen S_w i den porøsestruktur og kaldes relativ permeabilitet for olien. En tilsvarende ligning kan opstilles for vand:

Kurver over de relative permeabiliteter for et olie-vand system kan optegnes ved at måle sammenhørende værdier for trykket og vandmætningen og ved at variere på forholdet mellem olie- og vand-volumenstrømmene.

Ved en beregning af, hvor meget olie der kan strømme igennem en porøs struktur, når der også er vand tilstede, bliver forholdene altså lidt mere komplicerede end hvis der kun er tale om en enkelt fase. Først må vandmætningen i strukturen bestemmes, og dernæst må den relative permeabilitet for olien udledes fra målte kurver som de viste ved den givne vandmætning. Herefter kan olie-volumenstrømmen gennem strukturen beregnes ved hjælp af ligning (4).

Relativ permeabilitet er en meget vigtig bjergartsparameter ved alle reservoirtekniske beregninger.






Porøsiteten af en struktur vil normalt ikke være konstant under alle forhold, men afhænger bl.a. af ændringer af trykket i olien i porerne. Når produktionen indledes, sænkes trykket i produktionsbrøndene. Denne tryksænkning breder sig efterhånden ud i reservoiret, og dette forhold har stor betydning for olieproduktionen fra feltet.

Principskitse af tryk og spændingsfordeling i en porøs struktur.

Figuren ovenover viser skematisk, hvilke kræfter et udsnit af den porøse struktur i reservoiret er påvirket af i hviletilstand. Lægges, som vist på figuren, et snit gennem strukturen, må der eksistere en balance mellem på den ene side den samlede kraftpåvirkning fra overliggende formationer, illustreret ved vægtloddet, og på den anden side spændinger mellem de enkelte korn indbyrdes.

Ved de meget høje tryk i oliereservoirer er den porøse struktur elastisk og vil presses sammen, når trykket i oliefasen reduceres under produktion. Denne effekt kaldes strukturens kompressibilitet. Den bevirker at olie presses ud af strukturen, når trykket i væskefasen sænkes. Dette har stor betydning for udvinding af olie fra specielt tætte strukturer.