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

Dette medfører i princippet, som forklaret i de foregående opslag under Reservoirteknik, at olien og gassen vil strømme (eller blive "drevet") i retning af det lavere tryk, og at den herved "fortrænger" den olie eller gas,som var der i forvejen, ind i brønden og videre op gennem produktionsboringen til overfladen. Da der er meget stor strømningsmodstand i reservoirbjergarterne, kræver det imidlertid betydelig energi at få denne proces til at forløbe, og en lokal tryksænkning i reservoiret er derfor ikke altid nok til at drive olien eller gassen ud af hele reservoiret. Derfor følger der herunder en nøjere beskrivelse af de processer, der foregår i et reservoir under indvinding.

Hvilke processer, der er fremherskende, er helt afhængig af de konkrete forhold i reservoiret. Hvis reservoiret indeholder undermættet olie, er der tale om én dominerende mekanisme, der driver olien i produktionsforløbet. Indeholder reservoiret en fri gaszone over oliezonen, er det en anden drivmekanisme, der styrer indvindingen.

De forskellige typer af drivmekanismer kan findes i forskellige reservoirer fra starten, eller den ene type kan følge efter den anden i løbet af produktionsforløbet. Nogle af de vigtigste drivmekanismer (drives), der leverer den primære energi til at fortrænge olien eller gassen frem til produktionsbrønden, er:


For at forstå, hvordan produktionen foregår fra forskellige reservoirtyper, og hvorfor produktionsforløbet kan være så forskelligt, som tilfældet er, må man kende de grundlæggende principper i hver af disse fortrængningsmekanismer:

Fortrængning ved væskeekspansion og kompaktion af reservoirbjergarten (expansion drive)
Hvis olien i reservoiret ved starten af produktionen er i en undermættet tilstand, dvs. at reservoirtrykket er højere end oliens kogepunktstryk, vil produktionen i starten foregå, uden at der udvikles fri gas i reservoiret.

Derfor vil olien, som nævnt, begynde at strømme til produktionsstedet og op til overfladen, når trykket i brøndene sænkes til en værdi, der ligger under reservoirets ligevægtstryk. I mange af disse tilfælde vil reservoirtrykket være så stort, at strømning af olie og gas op til overfladen vil foregå, uden at der anvendes hjælpeudstyr såsom pumper. I de fleste af disse tilfælde vil der oven i købet være et betydeligt overtryk i olien, når den når op til overfladen. Produktionen kan derfor i begyndelsen foregå blot ved, at der åbnes for ventiler ved overfladen, så trykket i brønden sænkes, idet denne tryksænkning vil forplante sig ud i reservoiret. I denne fase af indvindingen, hvor olien stadigvæk er undermættet, vil gas/olie-forholdet i produktionen ved overfladen ligge på en konstant værdi givet ved gasopløselighedsfaktoren Rs (se forklaring af term i afsnittet Olier og gassers fysiske egenskaber).

Som omtalt under Kompressibilitet nederst i afsnittet Bjergarters reservoiregenskaber, vil en sænkning af olietrykket imidlertid bevirke, dels at reservoirbjergarten trykkes sammen, så reservoirets porøsitet mindskes, dels at væsken udvider sig. I forening bevirker disse to effekter, at olien presses ud af reservoiret i et tempo, som afhænger af reservoirbjergartens permeabilitet og kompressibilitet.

I et sådant reservoir hvor olien er undermættet ved produktionens begyndelse, vil produktionsforløbet altid starte som beskrevet her, hvor kompaktion (sammentrykning) af reservoirbjergarten kombineret med ekspansion (udvidelse) af olien er den vigtigste fortrængningsmekanisme.

Det er imidlertid normalt kun en meget lille del af den olie, som er tilstede i et reservoir, der kan indvindes alene på grundlag af disse fortrængningsmekanismer. Dette skyldes at trykket i brønden hele tiden må sænkes for at holde processen i gang. Hvis reservoirets permeabilitet er lav, kræver det meget betydelige tryksænkninger.

Derfor vil trykket i reservoirer af denne type ved forsat produktion før eller senere falde til under oliens kogepunktstryk. Indtil dette sker, vil der kun være olie og vand tilstede i reservoiret, men når det sker, ændres fortrængningsmekanismen, idet den gas, der nu vil gå ud af opløsning i reservoiret, får væsentlig indflydelse på produktionsforløbet.

Fortrængning med gas, som er frigivet i reservoiret (solution gas drive)
Når produktionen fra et reservoir med undermættet olie har været igang i nogen tid, vil trykket ude i reservoiret, som nævnt, falde til under oliens kogepunktstryk, og indtil dette sker, vil der kun være olie og vand tilstede i reservoiret. Gas/olie-forholdet (Gas Oil Ratio, GOR) i produktionen ved overfladen vil i denne fase, hvor olien stadigvæk er undermættet, som ligeledes nævnt ligge på en konstant værdi givet ved gasopløseligheds-faktoren.

Olieproduktion, hvor drivmekanismen er gas der er gået ud af opløsning nede i reservoiret.


Når kogepunktstrykket passeres, vil gas begynde at gå ud af opløsning ude i reservoiret. Den gasfase, der derved dannes i reservoiret, vil til at begynde med bestå af små isolerede gasbobler i hele oliefasen. Disse usammenhængende små gasbobler vil være immobile. Først når der er frigivet så meget gasfase, at denne 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 i denne fase af produktionen kunne observeres et fald i gas/olieforholdet ved overfladen og en gavnlig effekt på produktionen. 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 reservoirets porøsitet.

De små "gasbobler og -lommer", der dannes vil, når trykket sænkes, udvide sig og dermed bidrage til at presse olien ud af reservoiret. Der vil derfor ikke være behov for så stort et trykfald for at opretholde en given produktion, som hvis olien havde været undermættet. Samtidig erstattes noget af olien i reservoirets porevolumen med gas. Disse forhold er med til at give et gunstigt produktionsforløb i de første faser af en produktion.

Når produktionen fortsætter, 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 reservoirets relative permeabilitet for olien falde, efterhånden som oliens effektive gennemstrømningsareal i porenetværket 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 høj produktionsrate.

Typisk produktionsforløb, hvor fri gas er gået ud af opløsning i reservoiret.


I det viste eksempel var gas/olie-forholdet ca. 20 m3/m3 (ved standard-overfladebetingelser) fra produktionsstart og et stykke ind i 1925 frem til begyndelsen af 1926. På dette tidspunkt blev den frigivne gas mobil, og gas/olie-forholdet steg til næsten 80 m3/m3, til trods for at produktionen i denne periode blev sænket til næsten en fjerdedel af den indledende 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 (solution gas drive), er der kun energi nok til stede i reservoiret til at opnå en ret lav indvindingsgrad (5-30% - Clark, 1969).

Det er først og fremmest reservoirer med solution gas drive, der er kandidater til anvendelse af indvindingsforbedrende metoder, hvor reservoiret af kunstig vej tilføres ekstra energi, fx ved injektion af vand eller gas. Gasinjektionen sker her for at opbygge en kunstig afgrænset gaszone, da dette er gunstigere for produktionsforløbet:

Fremdrivning med gas fra en gaszone (gas cap drive)
Ved denne type drivmekanisme er der en fri naturlig eller injiceret gaszone til stede i reservoiret, hvilket som nævnt er gunstigt for produktionsforløbet. Situationen er illustreret i det følgende.

Reservoir med fri gaszone.


Som det fremgår af figuren, produceres der fra oliezonen. Gassen i gaszonen er stærkt komprimeret og virker under produktionsforløbet som en "fjeder", der presser olien hen mod produktionsbrønden, samtidig med at gasvoluminet langsomt øges på bekostning af olievoluminet. Dette betyder at trykfaldet i oliezonen under produktionsforløbet vil blive forholdsvis lille, og at den mængde gas, som går ud af opløsning i oliezonen, derfor også vil være relativt lille, fordi trykket i oliezonen ikke når så langt ned under oliens kogepunktstryk. De uheldige virkninger af, at der er gas tilstede i oliezonen, som det blev omtalt i forrige afsnit, vil dermed ikke være så udtalte. Heller ikke stigningen i gas/olieforholdet under produktionen er så udtalt, og der kan derfor opretholdes en mere konstant olieproduktion. Der regnes normalt med indvindings-procenter på 20-40% i reservoirer med denne type fortrængning.

Efter nogen tids produktion kan gaszonen på grund af det faldende reservoirtryk have udvidet sig så meget, at gas-oliekontakten når ned til perforationsintervallet i brønden. Når dette sker, vil det medføre en kraftig stigning i gas/olie-forholdet, så perforationsintervallerne må flyttes længere ned i oliezonen.

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.


Gassen er imidlertid ikke er i stand til at fortrænge olien fuldstændigt. De områder i reservoiret, hvor olie under produktionen er blevet fortrængt af gas, vil derfor indeholde en rest af olie. Denne restolie-mætning 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.


Under produktionen medfører trykfaldet at olien "skubbes" op mod produktionsbrønden af vand, der presses op i reservoiret nedefra. Fortrængning af olie med vand er normalt betydeligt mere effektiv, end fortrængning af olie med gas. Dette skyldes bl.a., at de kapillare kræfter i især de mindre porer, hvor kapillarkræfterne er størst, vil "suge" vand op ioliezonen og fortrænger olien. Vandet, der kommer ind i reservoiret nedefra, virker derfor som et meget effektivt stempel, der "skubber" olien frem, så den erstatter den olie, der er blevet produceret gennem brønden højere oppe i reservoiret.

Det vand, der trænger ind i reservoiret og fortrænger olie, virker også meget effektivt med hensyn til at opretholde reservoirtrykket. Derfor vil det meste af produktionen kunne foregå uden stort trykfald, og derfor vil der ikke blive frigivet så meget af den gas, der er opløst i oliezonen, at det danner en sammenhængende og dermed mobil fase. Den langsomt faldende tendens i gas/olieforholdet i figuren herunder tyder på, at det netop må være et eksempel på fortrængning med vand.

Kurven for reservoirtrykket viser, at trykket ligefrem ind imellem kan stige under produktionsforløbet. Dette hænger sammen med at olie-produktionen i perioder er særlig høj, så vandet ikke kan "nå" at strømme ind i oliezonen lige så hurtigt som olien produceres. Herved dannes der et "undertryk" i oliezonen, som først vil blive udlignet, når olieproduktionen sænkes til et niveau, der er lavere, end hvad der svarer til vandets indstrømningshastighed. Indvindingsprocenten for reservoirer med denne fortrængningsmekanisme er sædvanligvis ret høj (40-80%, Clark, 1969).

Produktionsprofil for et reservoir, hvor vand fortrænger olie under produktionsforløbet.


Ved fortrængning med vand vil der være risiko for, at det vandførende område trænger op til brøndens perforationsinterval nedefra (analogt til at gas kunne trænge ned til de øverste perforationer i brønden ved fortrængning fra en fri gaszone). Dette viser sig ved en stigning i vandproduktionen. Når dette sker, kan den nederste del af brønden aflukkes og erstattes med perforationer højere oppe i reservoiret.

Vandproduktionen vil normalt ende med at blive meget stor ved denne type fortrængningsmekanisme. Det er ikke unormalt, at der i de sidste år af et reservoirs levetid produceres mere end 90% vand.

Kilde til figurerne: Clark (1969)   Grafisk tilrettelæggelse: Erik Nygaard, GEU