Reservoirets naturlige drivmekanismer
Når olie og gas produceres fra reservoirer i undergrunden, påvirkes reservoirets naturlige ligevægtstilstand: Ved produktionen sænkes trykket i produktionsbrønden til et tryk, der ligger under reservoirets tryk - jfr. ligning (1) i Prøveproduktion og formationstest.

Olie og gas vil da strømme mod dette lavere tryk og op til overfladen. Den meget store strømningsmodstand, der findes i reservoirets tætte bjergarter, kræver en betydelig energi for at få denne proces til at forløbe. Det at sænke trykket lokalt i reservoiret er ikke tilstrækkeligt til at drive olien eller gassen ud af hele formationen. For at forklare indvindingsprocessen, skal der i det følgende gives en nøjere beskrivelse af de processer, der foregår i reservoiret under indvindingen.

Hvilke processer, der aktuelt er fremherskende i et givet reservoir, er helt afhængigt af de konkrete forhold i reservoiret. Hvis reservoiret er af typen med undermættet olie, er der tale om én dominerende mekanisme i produktionsforløbet. Indeholder reservoiret en fri gaszone over oliezonen, er det en anden mekanisme der styrer indvindingen.

Nogle af de vigtigste drivmekanismer, der leverer den primære energi til at drive olien eller gassen frem til produktionsstedet, er: En forståelse af de grundlæggende principper i hver af disse fortrængningsmekanismer er afgørende for at kunne identificere de enkelte reservoirtypers produktionsprofiler og forstå, hvorfor produktionsforløbet fra forskellige reservoirer kan være så forskelligt som tilfældet er.

Fortrængning ved væskeekspansion og bjergartskompaktion (expansion drive)
Er olien i reservoiret ved starten af produktionen i en undermættet tilstand, dvs. reservoirtrykket overstiger oliens kogepunktstryk, vil der ikke ved starten udvikles fri gas i reservoiret.

Ved produktion sænkes trykket i produktionsbrøndene til en værdi, der ligger under reservoirets ligevægtstryk, og dermed begynder olien at strømme til produktionsstedet og op til overfladen. I mange tilfælde vil reservoirtrykket være så stort, at strømning af olie og gas op til overfladen vil foregå uden at der anvendes hjælpeudstyr som pumper eller lignende. Der vil i de fleste tilfælde oven i købet være et betydeligt overtryk ved overfladen. Produktionen kan derfor sættes i gang ved at der åbnes for ventiler ved overfladen. Herved sænkes trykket i brønden, og denne tryksænkning vil forplante sig ind i reservoiret.

Som omtalt under Kompressibilitet nederst i Bjergarters reservoiregenskaber, vil en sænkning af væsketrykket bevirke at bjergarten trykkes sammen, dvs. bjergartens porøsitet mindskes. Samtidig vil det lavere væsketryk bevirke at væsken udvider sig. Disse to effekter i forening bevirker, at porevæsken presses ud af strukturen. Hvor hurtigt dette sker, afhænger af bjergartens permeabilitet og kompressibilitet.

I reservoirer med undermættede olier er den primære mekanisme bag indvindingsprocessen altså kompaktion (sammentrykning) af reservoirbjergarten og ekspansion af olien.

Det er normalt kun en meget lille del af den tilstedeværende olie, der kan indvindes på grundlag af dette princip. Trykket i brønden må hele tiden sænkes for at holde processen i gang. Hvis permeabiliteten af strukturen er lav, er der tale om meget betydelige tryksænkninger. Når reservoirolien er undermættet ved produktionens begyndelse, vil produktionsforløbet altid starte som beskrevet her, dvs. fortrængning ved bjergartskompaktion og væskeekspansion er de eneste fortrængningsprocesser.

Ved forsat produktion vil trykket i reservoirer af denne type før eller senere falde til under oliens kogepunktstryk. Når dette sker, ændres fortrængningsmekanismen. Den gas, der går ud af opløsning i reservoiret når kogepunktstrykket passeres, får nu en væsentlig indflydelse på produktionsforløbet.

Fortrængning med gas frigivet i reservoiret (solution gas drive)
Når produktionen fra et reservoir med undermættet olie har forløbet gennem nogen tid, vil reservoirtrykket falde til under oliens kogepunktstryk. Indtil dette sker, vil der kun være olie og vand tilstede i reservoiret. Gas/olie-forholdet vil under denne fase af produktionen, hvor olien stadigvæk er undermættet, ligge på en konstant værdi givet ved gasopløselighedsfaktoren.

Når kogepunktstrykket passeres, vil gas begynde at gå ud af opløsning nede i reservoiret.

Olieproduktion, hvor drivmekanismen er gas der er gået ud af opløsning nede i reservoiret
(efter Clark, 1969).

Den gasfase, der derved dannes i reservoiret, vil til at begynde med være usammenhængende. Der dannes små gasbobler i hele oliefasen. Disse usammenhængende små gasbobler vil være immobile. Først når gasfasen bliver mere sammenhængende, begynder gassen at strømme igennem den porøse struktur. Da den første gas, der frigives i reservoiret, er immobil, og altså ikke kan produceres sammen med olien, vil der ved overfladen kunne observeres et fald i gas/olieforholdet. Olien kommer nu op til produktionsstedet med et mindre gasindhold end før kogepunktstrykket blev passeret, og faldet er som sagt et mål for den mængde af gas, der "bindes" i den porøse struktur i reservoiret.

Så længe den frigjorte gas er immobil, vil den have en gavnlig effekt på produktionsforløbet. De små "gaslommer", der dannes vil, når trykket sænkes, udvide sig og dermed presse olien ud af formationen. Der vil derfor ikke være behov for så stort et trykfald for at opretholde en given produktion, som hvis olien havde været undermættet, og samtidig erstattes noget af olien i porevolumenet med gas. Disse forhold er med til at give et gunstigt produktionsforløb i de første faser af produktionen.

Fortsættes produktionen, vil trykket i reservoiret gradvist falde. Herved vil stadig større mængder af lette kulbrinter gå ud af opløsning, og gasfasen i reservoiret vil efterhånden blive sammenhængende og begynde at strømme mod produktionsstedet. Når dette sker, ændres produktionsforløbet drastisk. Gas/olie-forholdet ved overfladen vil stige, og samtidig vil oliens relative permeabilitet falde efterhånden som oliens effektive gennemstrømningsareal i den porøse struktur mindskes på grund af den stigende gasmætning.

For at opretholde olieproduktionen må produktionstrykket sænkes yderligere, hvorved der går endnu mere gas ud af opløsning og forholdene forværres endnu mere.

Som det ses af produktionskurverne herunder, kan der, så længe olien er undermættet, eller gassen endnu ikke er mobil, opretholdes en meget høj produktionsrate.

Typisk produktionsforløb, hvor fri gas er gået ud af opløsning i reservoiret
(efter Clark, 1969).

I det viste eksempel lå gas/olie-forholdet på ca. 100 scft/bbl fra produktionsstart et stykke inde i 1925 frem til begyndelsen af 1926. Da gassen på det tidspunkt blev mobil, steg gas/olie-forholdet til næsten 400 scft/bbl, og det selvom produktionen i denne periode blev sænket til næsten en fjerdedel af begyndelses- produktionen. Der blev derfor produceret lige så meget olie i produktionsforløbets første år som i de efterfølgende tre år tilsammen. Når indvindingen bygger på denne drivmekanisme, regnes den ultimative indvindingsgrad sædvanligvis til at være lav (5-30%, Clark,1969).

I reservoirer af denne type er der ikke energi nok til stede i reservoiret til at opnå en tilstrækkelig høj indvindingsgrad. Det er først og fremmest denne type reservoirer, der er kandidater for anvendelse af indvindingsforbedrende metoder, hvor reservoiret af kunstig vej tilføres ekstra energi, f.eks. ved injektion af vand eller gas. I det sidste tilfælde er det hensigten at opbygge en kunstig gaszone. Gas afgrænset i en gaszone er betydelig mere gunstig for produktionsforløbet, som det vil fremgå af det følgende.

Fremdrivning med gas fra gaszonen (gas cap drive)
Ved denne type drivmekanisme er der en fri gaszone til stede i toppen af reservoiret ved produktionens begyndelse. Situationen er illustreret nedenstående.

Reservoir med fri gaszone (efter Clark, 1969).

Som det fremgår af figuren, produceres der fra oliezonen. Gassen i gaszonen virker under produktionsforløbet som en fjeder, der presser olien hen mod produktionsstedet. På grund af denne effekt, vil trykket i oliezonen i højere grad kunne opretholdes under produktionsforløbet. Der vil dermed ikke gå så meget gas ud af opløsning i oliezonen, fordi trykket i oliezonen ikke når så langt under oliens kogepunktstryk. De uheldige virkninger fra tilstedeværelse af gas i oliezonen, som det blev omtalt i forrige afsnit, vil dermed ikke være så udtalte. Stigningen i GOR (Gas Oil Ratio), gas/-olieforholdet, er heller ikke så udtalt, og en konstant olieproduktion kan opretholdes. Der regnes normalt med indvindingsprocenter på 20-40% ved sådanne reservoirer.

Når produktionen har forløbet gennem nogen tid, kan gaszonen have udvidet sig så meget på grund af det lavere reservoirtryk, at gas-oliekontakten når ned til brøndens perforationsinterval. Der vil da kunne iagttages en kraftig stigning i gas/olie-forholdet. Når dette sker, må perforationsintervallerne flyttes længere ned i reservoiret.

En typisk produktionsprofil for et reservoir, hvor gaszonen er med til at drive olien mod produktionsstedet, er vist i dette eksempel:

Typisk produktionsprofil for et reservoir med fri gaszone (efter Clark, 1969).

De områder i reservoiret, hvor der ved produktionens start var olie, og hvor olien under produktionen er blevet fortrængt af gas, vil indeholde en rest oliemætning. Dette skyldes at gassen ikke er i stand til at fortrænge olien 100%. Denne restoliemætning kan være ret betydelig og er den primære årsag til at indvindingsprocenten ikke når op på mere end 20-40%.

Fortrængning med vand (water drive)
En anden fortrængningsmekanisme der har stor betydning, er fortrængning med vand.

Skitse af et reservoir, hvor vand fortrænger olie under produktionsforløbet (efter Clark, 1969).

Under produktionen "skubbes" olien op mod produktionsstedet af vand, der trænger ind i reservoiret nedefra. Når vand fortrænger olie, sker dette normalt betydeligt mere effektivt, end når det er gas, der for-trænger olien. Dette skyldes i et vist omfang, at kapillarkræfterne vil "suge" vand op i strukturen, specielt i de mindre porer, hvor kapillarkræfterne er størst. Vandet, der strømmer ind i reservoiret nedefra, virker da som et meget effektivt stempel, der "skubber" olien frem til erstatning for olie, der er produceret højere oppe i reservoiret.

Det vand, der trænger ind i reservoiret og fortrænger olien, er meget effektivt med hensyn til at opretholde reservoirtrykket. Som en følge heraf kan det meste af produktionen foregå uden at gas går ud af opløsning i oliezonen, eller at der ikke går mere gas ud af opløsningen, end at gassen forbliver immobil. Den faldende tendens for GOR vist på figuren herunder kunne tyde på, at det netop er dette, der har været tilfældet i det viste eksempel.

Det fremgår også af kurven for reservoirtrykket at dette ligefrem kan stige under produktionsforløbet. Har olie-produktionen i perioder været særlig høj, kan vandet ikke "nå" at strømme ind i samme takt som olien produceres. Der dannes derfor et "undertryk" i oliezonen, der først vil udlignes, når olie- produktionen sænkes til et niveau der er lavere, end hvad der svarer til vandets indstrømningshastighed. Indvindingsprocenter for reservoirer med denne produktionsprofil er sædvanligvis ret høj (40-80%, Clark, 1969).

Produktionsprofil for et reservoir, hvor vand fortrænger olie under produktionsforløbet
(efter Clark, 1969).

Ligesom gas kunne nå ned til områder hvor brønden var perforeret, når der var tale om fortrængning med gas fra en fri gaszone, vil der ved fortrængning med vand være mulighed for, at vand når op til brøndens perforationsinterval nedefra. Dette viser sig ved en stigning i vandproduktionen. Når dette sker, kan den nederste del af brønden aflukkes og brønden herefter perforeres i et interval, der ligger højere i reservoiret.

Normalt vil vandproduktionen dog blive meget stor ved denne type fortrængningsmekanisme. Det er ikke unormalt at mere end 90% af produktionen er vand i de sidste år af et felts levetid.