Bestemmelse af olie- og gasmængder i reservoiret
Første fase i analyse af en olie- eller gasforekomst er at søge at bestemme mængden af de tilstedeværende kulbrinter. For at kunne gøre dette er det nødvendigt at have kendskab til nogle af de grundlæggende reservoirparametre, der er bekrevet i Bjergarters reservoiregenskaber og Olier og gassers fysiske egenskaber. Information om disse parametre er sædvanligvis opnået i forbindelse med den indledende efterforskning [Efterforskningsmetoder] og ved prøveboringer [Boringer].

Datagrundlaget er generelt meget mangelfuldt på dette tidlige tidspunkt, og en bestemmelse af kulbrinteforekomstens størrelse på dette grundlag alene er derfor behæftet med meget stor usikkerhed. De første vurderinger af forekomstens størrelse kan imidlertid foretages ved en såkaldte volumetrisk bestemmelse af tilstedeværende kulbrintemængder. Når produktionen af olie eller gas er påbegyndt, vil der fremkomme yderligere data, som kan bruges til en mere pålidelig bestemmelse af forekomstens størrelse.

Bestemmelse af reservoirvolumenet
Bestemmelse af kulbrintemængder ved hjælp af volumetriske metoder bygger på kendskabet til reservoirets udstrækning og mætningsforholdene i reservoiret (olie- gas og vandmætning), og det grundlæggende udtryk for volumetriske beregninger har følgende form:
(1)

Her angiver H volumenet af tilstedeværende kulbrintemængder udregnet ved reservoirets tryk og temperatur. Sw er den målte vandmætning (oliemætningen er derfor 1 - Sw), φ angiver reservoirporøsiteten, og V står for det samlede reservoirvolumen. Som markeret med stregerne over Sw og φ, tages vandmætningen og porøsiteten som gennemsnitsværdier for hele reservoiret.

Ved en opgørelse af de tilstedeværende kulbrintemængder skelnes sædvanligvis mellem de tilstedeværende mængder af henholdsvis olie og gas, og disse volumener angives altid ved standardbetingelser på overfladen (15 °C og 1 atm). For at forenkle forholdene regnes i det følgende med et reservoir hvor olien er undermættet, dvs. oliens tilstand i reservoiret ligger over boblepunktslinien.

Omregningen af H til til olievolumen ved standardbetingelser) sker via olievolumenfaktoren Bo [Olier og gassers fysiske egenskaber]. Gasopløselighedsfaktoren Rs gør det tilsvarende muligt at bestemme volumenet for den gas der går ud af opløsning, når et olievolumen bringes fra reservoirtryk og temperatur til standard- betingelser.

De tilstedeværende olie- og gasvolumener omregnet til standardbetingelser kan følgelig udregnes som:

N = H/Bo   (olievolumen ved standardbetingelser)
(2)

G = N Rs   (volumen af gas frigivet fra olien)
(3)

Først må størrelsen af N udregnes, hvilket involverer en beregning af oliezonens volumen ud fra dens konturer samt en bestemmelse af reservoirets vandmætninger og porøsiteter.

Beregning af reservoirets geometri og volumen

Reservoirets geometriske udstrækning kan i et vist omfang bestemmes på grundlag af seismiske under- søgelser [Seismik], der kan give en forestilling om reservoirets form.

Efterforsknings- og afgrænsningsboringer kan anvendes til at bestemme udstrækningen af en oliezone.

Isopachintervaller og isopachkurver for et idealiseret reservoir.

Det er imidlertid først når der er udført efterforsknings- boringer [Boringer] på området, at det med sikkerhed kan siges om der er olie til stede, samt i hvilket omfang dette er tilfældet. Efterforskningsboringer anvendes bl.a. til at fastlægge grænserne for olie- og gasforekomster, idet både gas/olie- og vand/olie-kontakter kan bestemmes i boringerne. Ud fra disse kan reservoirets afgrænsning opadtil desuden fastlægges. Der gennemføres normalt yderligere boringer, såkaldte afgrænsningsboringer, med det formål at kortlægge oliens udbredelse yderligere.

Den første figur til venstre illustrerer placeringen af efterforsknings- og afgrænsningsboringer.

Ved udregning af en oliezonens (eller gaszones) volumen må reservoirets konturer som nævnt være kendte. Den anden figur viser et eksempel på konturer for et idealiseret reservoir. Foroven er reservoirets tværsnit vist, og forneden vises et såkaldt isopachkort (tykkelseskort) af reservoiret. Isopachkurverne angiver punkter i reservoiret med samme højde over olie/vand-kontakten (O/W CONTACT).

Området mellem to på hinanden følgende isopachkurver definerer et isopach-interval (dvs. en tykkelse), for et korresponderende vandret lag i reservoiret. Volumenet af et sådant lag kan tilnærmet beregnes ved hjælp af "pyramideformlen":
Et volumenelement i reservoiret repræsenteres her af en pyramidestub, hvis højde er et isopach-interval Δh. I det betragtede eksempel indgår der seks isopach-intervaller i beregningen af reservoirvolumenet.

Porøsitet og vandmætninger bestemmes ved målinger på prøver udtaget fra kernen i efterforsknings- og afgrænsningsboringer samt ved måling direkte i boringerne.

Beregningen af olie- og gasmængder i reservoiret foretages herefter som følger:
  1. Lagene defineret ved isopach-intervallerne (lag 1-6 i eksemplet ovenfor) gennemgås ét efter ét
  2. Volumenet af det enkelte lag udregnes ved anvendelse af "pyramideformlen"
  3. Med kendskab til lagets højdemæssige placering over vand-oliekontakten kan vandmætningen i laget findes fra en målt kapillartrykskurve for reservoiret [Bjergarters reservoiregenskaber]
  4. Porøsiteten af laget bestemmes ved kerneanalyse eller ved måling i efterforskningsboringer
  5. Kulbrinte-volumenet ΔH for laget kan nu bestemmes som , jfr. ligning (1)
  6. Det totale kulbrinte-volumen H udregnes som , dvs. der summeres over alle lag mellem vand-oliekontakten og reservoirets top.
Når H er beregnet, udregnes olievolumen N og gasvolumen G ved standardbetingelser ved anvendelse af ligningerne (2) og (3).

Efterhånden som der foretages flere efterforsknings- og afgrænsningsboringer i og omkring reservoiret, bliver isopachkortene mere og mere nøjagtige, således at de tilstedeværende olie- og gasmængder kan bestemmes med en tilsvarende forbedret nøjagtighed.

I praksis anvendes komplekse computermodeller til at foretage denne type beregning. I disse modeller kan reservoiret beskrives meget detaljeret i tre dimensioner, og reservoiregenskaberne kan indlægges med stor detaljeringsgrad (jfr. reservoirmodellen for Syd Arne feltet i opslaget Produktionsteknologi). Resultatet af sådanne beregninger vil oftest være langt mere nøjagtige end simple "håndberegninger", men principperne er de samme.