Reservoirteknik
Reservoirteknik drejer sig om at kunne forudberegne forløbet af olie- og gasproduktion. I bredere forstand er reservoirteknik defineret som forudsigelse af strømningen af væsker og gasser (fluider) i porøse geologiske lag. Når et olieselskab gennem efterforskning har påvist en olie- eller gasforekomst, er den næste overvejelse, om det er rentabelt at udnytte forekomsten. Dette er ikke altid tilfældet, og derfor vurderes den økonomiske risiko nøje, inden der træffes beslutning om at udbygge feltet og påbegynde en indvinding.

Økonomiprognoser
Som støtte for vurderingen af rentabiliteten af en påtænkt indvinding laves der en prognose for den akkumulerede pengestrøm frem til tidspunktet, hvor der ikke længere vil kunne produceres olie eller gas i tilstrækkelige mængder fra feltet, der planlægges udbygget. Den akkumulerede pengestrøm i indvindingsforløbet er den forventede forskel mellem de samlede indtægter og udgifter fra det tidspunkt at regne, hvor en udbygning af feltet sættes i værk. Indtægterne kommer fra salg af olie eller gas, når produktionen er kommet i gang. Udgifterne er fordelt på omkostninger ved etableringen af produktionsbrønde og tekniske anlæg i startfasen [Produktionsanlæg] og på udgifter til drift og vedligehold i det efterfølgende produktionsforløb.

Den grønne kurve i figuren herunder er et eksempel på den forventede akkumulerede pengestrøm i et lovende projekt. Kurven starter, når udbygningen påbegyndes, og den slutter, når anlægget forventes skrottet. Dette strækker sig typisk over 30 til 50 år. Hvis den samlede pengestrøm beregnes at være positiv ved projektets afslutning (som i det viste eksempel), og der desuden kan forventes en fornuftig forrentning af den investerede kapital, er der basis for at gå igang med at udbygge det pågældende felt.

Kilde: Jan Reffstrup, DONG Energy   Grafik: Erik Nygaard, GEUS

Den beregnede akkumulerede pengestrøm og forudsagte olie-produktionsrate for et oliefelt på tidspunktet, hvor udbygningen af feltet foretages.


Produktionsprognoser
Vurderingen af selve produktionsforløbet (eksemplificeret ved den røde kurve i figuren) bygger på kendskab til reservoirets struktur og strømningsmæssige egenskaber. Denne viden indhøster reservoiringeniørerne under medvirken af fagfolk på adskillige andre områder - især geologi, geofysik og petrofysik - samt gennem målinger af olie- gasreservoirets fysiske egenskaber

Det ville være ret enkelt at bestemme et produktionsforløb, hvis olien eller gassen fandtes opmagasineret i en underjordisk tank. Men billedet af et olie- eller gasreservoir som en tank passer meget dårligt med virkeligheden. En olieforurening i undergrunden er en meget bedre analogi, idet et oliereservoir kan opfattes som en naturskabt olieforurening, hvor olien ikke strømmer men siver hen imod områder med lavere tryk. Det er da også stort set de samme værktøjer, der henholdsvis anvendes ved forudsigelse af produktionen fra et oliefelt og ved planlægning af oprensningen af en olieforurening (medmindre, naturligvis, at forureningen kan graves væk).

Ligesom ved oprensning af en olieforurening i jordlagene kan man ikke dræne al olie ud af et reservoir. En del vil blive ved med at sidde bundet i de lag, som udgør reservoiret. Det kan ganske vist lade sig gøre at producere en del af den bundne olie ved "forbedret olieindvinding", fx ved at pumpe vand ned langs randen af reservoiret, så vandet presser olien foran sig hen imod produktionsboringerne. Også herefter vil der imidlertid være en del bundet restolie i reservoiret, og fremgangsmåden indebærer en risiko for, at vandet kan finde vej direkte hen til en produktionsboring uden at presse olien ud først.

Reservoirteknik anvendes i det hele taget ikke kun ved produktion af olie og gas og bekæmpelse af olieforurening, men også indenfor en række andre fagområder, der omhandler strømning i porøse geologiske lag, såsom grundvandsindvinding, produktion af geotermisk varme, gaslagring og lagring af varmt vand i undergrunden. Indenfor alle disse områder kan reservoirtekniske metoder anvendes til at forudsige væskers eller gassers strømning i porøse geologiske lag.

Forudsætningen for at kunne lave prognoser for produktionen fra et olie- eller gasfelt er således, at strømningsforholdene i selve reservoiret kan forudsiges og kortlægges, og det kræver som nævnt en detaljeret beskrivelse af reservoiret med bidrag fra en række fagområder, således som illustreret i den følgende figur.

Kilde: Jan Reffstrup, DONG Energy

Grundelementerne i reservoirteknik og eksempler på anvendelsesområder.


Det følgende er en oversigtsmæssig beskrivelse af, hvilke parametre og metoder der anvendes ved reservoirtekniske beregninger. Emnerne er mere detaljeret behandlet i opslagene med underemner til Reservoirteknik og i de opslag, der henvises til med interne links.

Som figuren ovenover viser, kommer de første bidrag til viden om et reservoir fra fagområderne geologi og geofysik. Det drejer sig om beskrivelser af reservoirets rumlige udstrækning og ikke mindst en kortlægning af den grundlæggende reservoirparameter: porøsitet. Porøsiteten angiver, hvor stor en del af reservoirlagene der udgøres af mellemrum mellem det faste materiale i lagene. Tilsammen udgør al porøsiteten i reservoirlagene det porevolumen (den "beholder"), hvori olien eller gassen findes. Porøsitetens fordeling i reservoiret udgør sammen med en afgrænsning af reservoirets fysiske udstrækning grundlaget for beregningen af, hvor meget olie eller gas der kan være i reservoiret.

For at kunne beregne, hvor stor en del af olien eller gassen der i praksis kan udvindes fra et reservoir, er det nødvendigt at analysere strømningsforholdene. Dette gøres som oftest i form af laboratoriemålinger af bl.a. permeabilitet (et mål for, hvor gennemstrømmelige reservoirlagene er).

Læs mere om porøsitet og permeabilitet under Porøsitet og permeabilitet og Bjergarters reservoiregenskaber.

Strømningsbetingelserne i et reservoir afhænger imidlertid også af oliens og gassens fysiske egenskaber, som det derfor ligeledes er nødvendigt at kende. Olien eller gassen i et reservoir består af en blanding af mange forskellige kulbrinter. Metan, den letteste kulbrinte, har kun ét kulstofatom i den molekylære struktur. Jo flere kulstofatomer der er i et kulbrintemolekyle, jo tungere er det. Hexan (6 kulstofatomer) og heptan (7 kulstofatomer) er eksempler på tungere kulbrinter, men der findes mange flere, fx i råolie [Geokemi].

Den olie og gas, der findes i reservoirer i undergrunden, er i en ligevægtstilstand ved et meget højt tryk, ofte på flere hundrede atm. Når olien eller gassen udvindes fra et reservoir, sænkes trykket i olien, så ligevægstilstanden ændres. Dette kan bevirke, at de letteste kulbrinter, som til at begynde med var opløst (på væskeform), går ud af opløsning nede i reservoiret og danner bobler, på samme måde som der frigøres CO2-bobler fra en danskvand, når denne åbnes, fordi trykket i flasken falder.

Ved olie- eller gasindvinding kan bobledannelse nederst i produktionsboringerne i værste fald betyde, at olien/gassen presses ukontrollabelt op gennem produktionsboringen (dette kaldes "blow out"). Derfor må oliens og gassens fysiske egenskaber bestemmes, så der kan tages højde for dem ved strømningsberegningerne. Målinger på kulbrinter foretages med prøver, som er blevet udtaget allerede i efterforskningsboringerne på stedet, hvor fundet blev gjort. Kulbrinteanalyserne, der i figuren ovenfor er symboliseret ved glaskolberne i den orange boks forneden, er grundigere beskrevet i afsnittet Olier og gassers fysiske egenskaber.

Der fremstilles altid en konceptuel geologisk model, som viser, hvordan man forestiller sig reservoiret opbygget [Konceptuel geologisk model]. I de fleste tilfælde vil det også være nødvendigt at opbygge matematisk-funderede reservoirtekniske "modeller" for at kunne forudsige strømningsforløbet i et reservoir. Gundelementet "Strømningberegning" i højre side af figuren refererer til sådanne modeller, hvor beregning og forudsigelse af olie/gas-produktionsforløb er baseret på kendskab til reservoirets geologi og bjergartsegenskaber og til oliens og gassens fysiske egenskaber. Disse input til modellerne har form af matematiske beskrivelser af reservoiret og af de processer, der foregår i dette under indvindingen. Afhængigt af de konkrete forhold kan den matematiske beskrivelse af reservoiret resultere i såvel simple modeller, der kan gennemregnes og kontrolleres i "hånden", som komplekse modeller, hvor beregningerne udføres på computer [Reservoirberegninger med computer-modeller].

Modelberegningerne danner grundlag for en reservoirteknisk produktionsprognose, som ud fra et skøn over udviklingen af energipriserne, specielt prisen på råolie [Oliepriser], kan omregnes til forventet indtægt fra salg af olie eller gas. Den efterfølgende omregning til akkumuleret pengestrøm, hvor der er taget højde for omkostningerne ved at etablere produktionsfaciliterne og opretholde produktionen, indgår som omtalt i det indledende afsnit i vurderingen af, om det vil være rentabelt at udbygge et olie- eller gasfelt. Når der er truffet beslutning om at producere, gentages modelberegningerne løbende, efterhånden som produktionen skrider frem, og der hermed opnås et mere og mere detaljeret kendskab til reservoiret og kulbrinterne, det rummer. Prognoserne for den fremtidige produktion og for den økonomiske gevinst ved denne holdes således opdateret gennem hele produktionsforløbet.