Reserveberegninger
Man bør skelne nøje mellem de oliemængder der er til stede i reservoiret i undergrunden (de tilstedeværende mængder) og den del af de tilstedeværende mængder som det er teknisk og økonomisk muligt at producere (reserverne). Fagfolk bruger ofte betegnelsen STOIIP for de tilstedeværende mængder (Stock Tank Oil Initially In Place). Betegnelsen kommer fra den tidlige olieproduktion i USA hvor man pumpede olie op i ståltanke ved de enkelte boresteder. Olien blev herefter indsamlet fra tankene og fragtet til raffinering.

Foto: Bjarne Leth Nielsen

Når vi åbner en flaske vin, kan vi vælge at tømme flasken - i alt ca. 6 glas. Sådan forholder det sig aldrig med olien fra de dybe, lavpermeable reservoirer. Kan vi få "2 glas ud af hver flaske", er det ikke så dårligt. - Læs mere om reserver, tilstedeværende mændger og indvindingsfaktorer i teksten.


Definition
Reserver kan defineres som "den mængde olie eller gas, som det er teknisk muligt at producere fra reservoiret og efterfølgende sælge med en økonomisk gevinst".

Indvindingsgraden eller indvindingsfaktoren Rf (Recovery factor) bestemmer sammenhængen således:

Tilstedeværende mængder (STOIIP) x Indvindingsfaktoren (Rf) = Reserverne


Indvindingsfaktoren er afhængig af de teknikker der anvendes til produktionen. Indvindingsfaktoren for oliefelter er i størrelsesordenen 15-50% og for gas i størrelsesordenen 20-70%. Gennem årene er produktionsteknikken forbedret og indvindingsgraden øget, men den største mængde efterlades fortsat i reservoiret

Reservebegrebet er en variabel størrelse
Definitionen af reservebegrebet viser at dette er en særdeles variabel størrelse. Hvis produktionsteknikken forbedres og indvindingsgraden øges fra 20 til 30% på et felt, vil reserverne på feltet være øget med 50%. Hvis olieprisen stiger, kan der produceres længere med økonomisk gevinst således at reserverne på feltet øges. Omvendt går det hvis olieprisen falder.

Man kan øge indvindingsgraden ved f.eks. at bore flere produktionsboringer og derved drænere reservoiret mere effektivt. Flere boringer kræver imidlertid investeringer, og slutresultatet bliver måske at man har øget indvindingsgraden, men formindsket de samlede indtægter ved produktionen. Samfundet har en energipolitisk interesse i en høj indvindingsgrad. Olieselskaberne har samme interesse, men må naturligvis også interessere sig for indtjeningen. Det er normalt sådan at et olieproducerende lands energimyndigheder regulerer denne mulige konfliktsituation.

Reservebegrebet er dynamisk. Det ændrer sig dag for dag på grund af politiske omvæltninger, udsving i de økonomiske konjunkturer, produktionsbegrænsninger inden for OPEC og lokalt på grund tekniske produktionsændringer. Modsat er de tilstedeværende mængder et statisk begreb. Der er en endelig mængde olie i reservoiret, og hvis vi var dygtige nok, kunne vi beregne denne mængde nøjagtigt.

Skøn over reserver og tilstedeværende mængder
Der vil i praksis altid være tale om et kvalificeret skøn, og olieselskaberne tager højde for usikkerheden ved hjælp af sandsynlighedsberegninger. Reserver og tilstedeværendende mængder præsenteres som et "højt", et "lavt" og et "centralt" skøn. Lad os i det følgende se bort fra sandsynlighedsberegninger og blot betragte beregning af tilstedeværendende mængder (STOIIP) i et centralt skøn.

For at beregne STOIIP skal man kende følgende:

  1. Voluminet af hele fælden (BRV = bulk rock volume).
  2. Net-gross-forholdet (N/G), d.v.s. den del af BRV som er reservoirbjergart (f.eks. sand i modsætning til ler
  3. Porøsiteten (POR), d.v.s. den del af net-sandstenen der består af hulrum i modsætning til mineraler.
  4. Oliemætningen (So), d.v.s. den del af POR som udgøres af olie og ikke af vand (der er nemlig altid en mindre mængde vand til stede omkring mineralkornene).
  5. Volumefaktoren (Bo). Olien fylder mindre ved overfladen end i reservoiret fordi gas opløst i olie undviger når olien bringes fra højt til lavt tryk. Jo mere opløst gas, jo mere svinder olien.

Nu kan der regnes:

STOIIP = BRV x N/G x POR x So x 1/Bo.

STOIIP udtrykkes normalt enten i m³ eller i tønder (barrels). En m³ olie er lig 6,3 tønder olie.

Geologerne kender desværre aldrig de præcise værdier på faktorerne der indgår i volumenberegningerne. Gjorde vi det, var svaret enkelt og sandsynlighedsberegningerne overflødige.

Usikkerheder
Hvor ligger usikkerhederne?

  1. BRV afhænger af kortlægningens nøjagtighed.
  2. N/G er variabelt og afhænger af det geologiske aflejringsmiljø. Sand/ler forholdet kan f.eks. i et delta-miljø ændre sig over korte afstande. N/G kan typisk variere fra 0,1 til 0,8.
  3. POR er afhængig af kornformer og kornfordeling i reservoiret samt af dybden. I stor dybde falder porøsiteten. Trykket stiger og hulrummet presses sammen, ligesom reduktion af POR kan finde sted på grund af mineraludfældninger i porerne. POR kan typisk variere fra 0,10 til 0,25 i sandsten.
  4. So er afhængig af kornstørrelser og trykforhold. So varierer typisk fra 0,6 til 0,8 og er størst i grovkornede reservoirbjergarter.
  5. Bo afhænger af kildebjergarten, modenheds- og migrationsforholdene samt af trykket. I dybe reservoirer er der oftest mere opløst gas i olien end i højtliggende reservoirer.
  6. Fældens fyldningsgrad.