Hopp til innhold

Petroleumsreservoar

Fra Wikipedia, den frie encyklopedi
(Omdirigert fra �Reservoarbergart�)
Skisse av et petroleumsreservoar. Skalaen i figuren er ikke korrekt.

Et petroleumsreservoar eller hydrokarbonreservoar er en avgrenset naturlig forekomst av petroleum, lagret under jorden i en por�s eller oppsprukket bergart. Et reservoar kan karakteriseres som et gass- eller oljereservoar, etter den dominerende v�skefasen i reservoaret.

Norske myndigheter bruker ogs� betegnelsen petroleumsforekomst dersom hydrokarbonene i reservoaret er i trykk-kommunikasjon.[1]

De fleste reservoar er funnet i sediment�re bergarter, der mellomrom mellom bergartspartiklene, porene, er fylt med v�ske: gass, olje og vann. Slike bergarter er kjent som reservoarbergarter.[2] Hydrokarboner kan imidlertid ogs� finnes i oppsprukne magmatiske og metamorfe bergarter.[3] I fagomr�det petroleumsgeologi studerer en hvordan geologiske prosesser har bidratt til � danne, transportere og lagre petroleum i naturen.

Hydrokarbonene er dannet ved nedbryting og omforming av organisk materiale i en dyptliggende kildebergart. Vanligvis vil hydrokarbonene ha migrert fra kildebergarten oppover og inn i reservoaret, og bergartene m� v�re b�de por�se og permeable for at transporten skal kunne skje. I reservoaret har gass og olje blitt fanget ved at tette takbergarter stenger veien videre. Under gassen og oljen i reservoaret er porene vannfylte, med en rekke salter oppl�st i vannet. Kartlegging av petroleumsreservoar involverer mange fagspesialister, i fag som geofysikk, geologi, petrofysikk, kjemiteknikk og reservoarteknologi.

St�rrelsen p� en petroleumsforekomst blir gitt i en volumenhet, som standardkubikkmeter eller fat. Tilstedev�rende volum kalles ressurser, mens reserver er et m�l for de volumene som er teknisk og �konomisk produserbare.

En rekke petroleumsreservoar er funnet og satt i produksjon utenfor kysten av Norge. Det f�rste feltet som ble funnet var Ekofiskfeltet, med produksjonsstart i 1971. Det st�rste feltet p� norsk sokkel er Statfjord.[4] Til n� (2022) er over 7000 br�nner boret i norsk omr�de.[5] Det st�rste oljereservoaret i verden er Ghawar i Saudi-Arabia, mens det st�rste gassreservoaret er South Pars, delt mellom Qatar og Iran. Det st�rste offshorefeltet i verden er Safaniya, ogs� det i Saudi-Arabia.[6]

Ordet reservoar har opphav i det franske ordet �reservoir�, som betyr �tank�.

Dannelse av et petroleumsreservoar

[rediger | rediger kilde]

Avsetting av biologisk materiale

[rediger | rediger kilde]

I havet eller i vannrikt milj� p� land vil grus, sand og leire kunne bli transportert av str�mmer i vannet, men etter som str�mningshastigheten avtar vil partiklene falle til ro p� bunnen som sedimenter. Dersom klima og milj� er gunstig, vil sedimentene kunne inneholde en h�y andel biologisk materiale, rester etter organismer som har levd i eller n�r vannet. Hydrokarboner er dannet ved at planterester og mikroskopiske organismer er brutt ned og omformet etter at de er avsatt sammen med sedimenter.

Tre typer biologisk materiale kan gi opphav til petroleum:[7]

  • I ferskvann i varmt klima kan det leve store mengder alger, som kan bli kilde til h�ykvalitets olje med et visst innhold av voks.
  • P� havbunnen kan det avsettes rester etter plankton, alger og bakterier. Mesteparten av oljeforekomstene p� jorda har marint opphav.
  • P� landjorda kan pollen, sporer og planterester bli avsatt i sumpomr�der. Slikt materiale vil ofte gi opphav til t�rr gass, som metan.

I tillegg til mengden er det viktig at det biologiske materialet blir bevart i sedimentet og ikke umiddelbart brytes ned. Et milj� med lite oksygen og/eller stor avsetning av sedimenter vil v�re gunstig for bevaring.

Etter som tiden g�r vil det biologiske materialet bli begravd under et stadig tykkere lag sedimenter. Samtidig vil b�de trykk og temperatur �ke og bidra til en omforming av materialet. Sedimentene, som opprinnelig var l�smasser, vil gradvis konsolideres til sediment�re bergarter.

Sm� forekomster av ikke-organiske hydrokarboner kan ogs� forekomme i jordskorpen, men volumene er s� sm� at disse ikke vil v�re kommersielt drivverdige.[8] En forekomst i en magmatisk bergart er funnet ved Dyvika, �st for Arendal.[8]

Omdanning til petroleum

[rediger | rediger kilde]

Mens sedimentlagene enn� befinner seg p� grunt dyp, under tiln�rmet normal trykk og temperatur, vil det biologiske materialet bli omdannet ved diagenese. Dette omfatter nedbryting for�rsaket ved bakterier og ogs� fysisk/kjemisk omdanning. Det organiske materialet gir fra seg metan, karbondioksid og vann, og en kompleks blanding av hydrokarboner kalt kerogen blir igjen. Kerogen lar seg ikke l�se i vanlige l�sningsmidler for olje.[8]

Etter som temperatur og trykk i sedimentet �ker, vil kerogenet modne og vil kunne frigi olje og gass i en prosess kalt katagenese. Kerogenet m� ha n�dd en temperatur omkring 65 �C f�r olje kan dannes. I en tidlig fase vil det avgis tunge oljemolekyler, men dersom temperaturen stiger ytterligere vil det frigis lettere og lettere olje. Ved h�y temperatur vil ogs� den tyngre oljen som er blitt frigitt bli brutt ned til lettere komponenter, i en krakking-prosess. Ved fortsatt temperatur�kning avtar dannelsen av olje, og det blir i stedet frigjort gass.[7]

Ved h�y temperatur og trykk gjennomg�r kerogenet den siste fasen, kalt metagenese, der den siste rest av hydrokarboner blir avgitt. Ved temperaturer over ca. 175 �C avgis t�rr gass, vanligvis bare metan. Skulle temperaturen n� s� h�yt som til 230 �C, s� vil alle hydrokarboner bli brutt ned og �delagt. Det som blir igjen er en rest av nesten ren karbon, i form av grafitt.

Temperaturintervallet der olje og gass kan dannes svarer til et dybdeintervall i jordskorpa der vilk�rene for petroleumsdannelse vil v�re til stede. Dette intervallet kalles gjerne oljevinduet eller oljekj�kkenet.[7] Dybdeintervallet kan variere mye lokalt, men vil typisk ligge omkring 2000 - 4500 meter. I tillegg til temperaturen vil ogs� tiden v�re en viktig faktor for modningen av kerogenet: Dess lenger tid det organiske materialet har v�rt utsatt for en viss temperatur, dess mer modent blir det.

Kildebergarter

[rediger | rediger kilde]

En kildebergart er en sediment�r bergart som er eller var i stand til � generere en stor mengde hydrokarboner. En typisk kildebergart er en organisk rik skifer, fra olivengr� til svart i fargen. En viktige kildebergart i Nordsj�en er skiferen som p� engelsk side kalles Kimmeridge og p� norsk side Draupne. Ogs� kullsekvenser i Brent er viktige kilder.[9]

Under leting etter olje og gass vil det v�re viktig � fastsl� modningsgraden av kerogen i en mulig kildebergart, for � kunne si noe om potensialet for at denne har avgitt hydrokarboner.

Migrasjon

[rediger | rediger kilde]
Migrasjon av olje fra en kildebergart inn i en felle

Gass og olje som er frigjort fra kerogen vil p� grunn av tetthetsforskjeller migrere oppover i sedimentlagene, dersom permeabiliteten er tilstrekkelig h�y. Transporten ut av kildebergarten og inn i et overliggende lag kalles prim�r migrasjon, mens sekund�r migrasjon er transport videre oppover i lagene over kildebergarten. Mens sekund�r migrasjon er relativt godt forst�tt, mangler det mye p� � forst� prosessene i prim�r migrasjon.[10]

Mesteparten av hydrokarbonene som er dannet vil migrere helt til overflaten og vil bli nedbrutt der, i havet eller p� land.

�verst en strukturell felle dannet av en antiklinal. Nederst en stratigrafisk felle dannet av en ukonformitet

I en felle er den overliggende kappebergarten tett, og hydrokarbonene blir fanget i et petroleumsreservoar. Fellen var opprinnelig vannfylt, men vannet vil bli fortrengt av hydrokarboner som migrerer inn i fellen. P� grunn av kapillarkrefter vil ikke alt vann lar seg fortrenge, slik at porene i reservoaret alltid inneholder en viss andel vann. Fordelingen av gass, olje og vann i reservoaret vil ofte v�re bestemt av en statisk likevekt mellom tyngdekrefter og kapillarkrefter.

Det laveste punktet i en felle der hydrokarboner er fanget kalles spillpunktet.

Feller kan deles inn i tre hovedtyper:[11]

  • Strukturelle feller er dannet ved tektonisk aktivitet, slik som foldning og forkastningsdannelse. En foldningsdannelse der lagene danner en bue oppover kalles en antiklinal, og mange reservoar er dannet i slike, for eksempel Ekofisk. Feller i tilknytning til diapirer, for eksempel saltdomer, kan bli inkludert i denne gruppen, men kan ogs� karakteriseres som en egen type.
  • Stratigrafiske feller er dannet ved endringer i litologi, det vil si bergartstyper. Stratigrafi er l�ren om lagdeling i bergartene. Endringer i egenskaper til lagene kan oppst� under avsetning eller kan skyldes omdanning etter avsetning. Mange stratigrafiske feller er knyttet til en ukonformitet - en laggrense som markerer er brudd i sedimentasjonen og som ikke er konform med underliggende lag. Stratigrafiske feller er vanskeligere � finne enn strukturelle.
  • Hydrodynamiske feller oppst�r n�r nedadg�ende str�mmer av vann hindrer at hydrokarbonene f�r str�mme oppover. Slike feller er sjeldne.

Mange reservoar vil v�re dannet som en kombinasjon av flere typer.

Leting og unders�kelsesmetoder

[rediger | rediger kilde]

Leting etter petroleumsforekomster er sv�rt tidkrevende og kostbart. Arbeidet med � kartlegge et leteomr�de utf�res av geofysikere og geologer. Etter at det er boret br�nner vil ogs� andre faggrupper v�re involvert.

Seismisk unders�kelser

[rediger | rediger kilde]

I en seismiske unders�kelser blir lydb�lger brukt til � kartlegge jordkorpen. Unders�kelsesmetoden er sv�rt viktig b�de i letefasen og i produksjonsfasen for et reservoar. Seismikk kan gi informasjon om stratigrafien og om forkastninger i jordskorpen, og i en letefase kan mulige feller oppdages.

Den innsamlede datamengden fra en seismisk unders�kelse m� g� gjennom en omfattende prosessering f�r den kan bli gjenstand for seismisk tolkning og analyse.

Skilleflaten mellom gass og v�ske i reservoaret kan opptre som en horisontal refleksjonsflate i seismikken, en s�kalt �flatspot�. Vanligvis vil et skifte i bergartstype ikke v�re helt horisontal, og en flatspot kan derfor v�re en indikasjon p� et positivt funn. Oppdagelsen av en flatspot var viktig for funnet av Ormen Lange-reservoaret.[12]

I tillegg til informasjon om reservoargeometri kan seismikk ogs� gi opplysninger om bergartsegenskaper i reservoaret. Seismiske data kan brukes til � kartlegge b�de facies (bergartstyper) og egenskaper som por�sitet.

I produksjonsfasen av et reservoar kan gjentatt seismisk innsamling brukes til � tolke v�skebevegelser i reservoaret. Gjentatt seismisk innsamling kalles 4D-seismikk, etter som den er utf�rt i tre romdimensjoner og tid.

Gravimetriske unders�kelser

[rediger | rediger kilde]

I gravimetriske unders�kelser kartlegges variasjoner i det naturlige gravitasjonsfeltet. Variasjonene kan skyldes tetthetsforskjeller i jordskorpa og kan dermed gi informasjon om berggrunnen. Salt vil for eksempel ha vesentlig lavere tetthet enn andre bergarter. Gravimetri brukes sjelden til detaljert analyse, men metoden kan gi informasjon om storskala-arkitektur i berggrunnen.

Elektromagnetiske unders�kelser

[rediger | rediger kilde]

Elektromagnetiske unders�kelser kan gjennomf�res b�de basert p� variasjon i den naturlige elektromagnetiske str�lingen og ved hjelp av indusert elektromagnetisme. Jorda er en naturlig magnet, og det magnetiske feltet vil bli p�virket av berggrunnen.

Leteboring

[rediger | rediger kilde]

En mulig felle vil først kunne bekreftes ved boring av en eller flere letebrønner. På havet vil en bruke spesielle leterigger for å utføre boringen. Etter at et reservoar er oppdaget kan avgrensningsbrønner brukes til å kartlegge utstrekningen av reservoaret.

Formasjonsevaluering

[rediger | rediger kilde]

Formasjonsevaluering brukes som samlebegrep for alle målinger og analyser som utføres i en brønn.[13] Under boring av en brønn gjennomføres mudlogging ved at borekaks som føres til overflaten av borevæsken analyseres fortløpende. Borekaks er knust steinmasse fra boreprosessen. Mudlogging gir informasjon om bergarter og om væskeforhold i brønnen.

Etter at en brønn er boret brukes brønnlogging til å måle variasjon i egenskaper langs brønnen. I en loggeoperasjon slepes måleinstrumenter etter en wire gjennom brønnen og registrerer ulike egenskaper som funksjon av dyp.[14]

  • En akustisk logg, også kalt en hastighetslogg, måler lydhastigheten i berggrunn og væsker. Hastigheten er spesielt følsom for porøsiteten.
  • En caliperlogg måler diameteren på borehullet.
  • En dipmeter-logg brukes til å måle strukturell helning på lag i reservoaret, og denne loggen kan også gi informasjon om facies i reservoaret.
  • En gammalogg måler naturlig gammastråling, og dette kan brukes til å kartlegge innholdet av leire i bergartene.
  • En nøytronlogg bruker nøytronstråling fra en aktiv kilde i måleinstrumentet. Loggen brukes til å bestemme porøsitet og kan også brukes kvalitativt til å skille mellom olje og gass.
  • En NMR-logg bruker kjernemagnetisk resonans (Nuclear Magnetic Resonance) til å måle porøsitet og permeabilitet.
  • En resistivitetslogg bruker elektrisk motstand til å kartlegge variasjon i væskeinnhold i reservoaret. Olje og gass har typisk høy resistivitet, mens saltvann har lavere.
  • En tetthetslogg er basert på bruk av en aktiv gammakilde i måleinstrumentet og kan brukes til å måle tetthetsvariasjoner og porøsitet.

Også andre typer loggeverktøy er i bruk. I tillegg kan også fotografier tatt langs brønnbanen brukes i den geologiske analysen.

Temperatur- og trykkmålinger i brønnen er svært viktige og gjennomføres både under boring og etter at en brønn er satt i produksjon.

Kjerneprøver

[rediger | rediger kilde]

I brønner er det mulig å ta kjerneprøver av bergartene i reservoaret. En kjerneprøve er en sylindrisk prøve, typisk 10–20 cm i diameter. Lengden kan variere fra et par meter til opp til flere hundre meter. Etter prøvetaking går kjerneprøvene gjennom en svært omfattende analyse. I Norge er oljeselskapene pliktig å levere en del av kjerneprøvene til Oljedirektoratet, et kvart lengdesnitt av letebrønner og et halvt lengdesnitt av produksjonsbrønner.[15]

Væskeprøver

[rediger | rediger kilde]

Væskeprøver kan hentes opp fra reservoaret, slik at væskene er mest mulig representative for trykk- og temperaturvilkår i reservoaret. En PVT-analyse (Pressure, Volume, Temperature) undersøker hvordan reservoarvæskene oppfører seg under endringer i trykk, volum og temperatur.[16]

Brønntesting

[rediger | rediger kilde]

Etter at hydrokarboner er påvist i reservoaret kan trykktesting brukes til å bestemme karakteristiske reservoarstørrelser, slik som væskevolum og bergartspermeabilitet. I en brønntest blir en brønn satt under produksjon, vanligvis i et tidsrom i fra noen timer til dager. Målinger av brønntrykk og produksjonsrate som funksjon av tid blir bruk i en trykktestanalyse.[17]

  • En trykkavlastningstest (drawdown test) utføres ved at brønnen produserer med en stabil rate, og en måler trykkfallet i brønnen.
  • En trykkoppbygningstest (build-up test) gjennomføres ved at brønnen blir stengt etter en produksjonsperiode, og en måler en økning i trykket.
  • En injeksjonstest blir utført ved å injisere vann eller gass i brønnen og måle trykket.
  • En interferenstest involverer flere brønner og brukes til å kartlegge trykkommunikasjon mellom brønnene.

Reservoarbeskrivelse

[rediger | rediger kilde]

Et petroleumsreservoar kan karakteriseres på mange ulike måter, blant annet ut fra væsketyper, bergartstyper, avsetningsmiljø og geologiske perioder.

Væsketyper

[rediger | rediger kilde]

Et oljereservoar inneholder primært olje ved reservoarvilkår, selv om en vesentlig del også kan være gass. Tilsvarende vil et gassreservoar hovedsakelig produsere gass. I et tørrgassreservoar er gassinnholdet dominert av metan. Et våtgassreservoar inneholder gass med innslag av tyngre hydrokarboner, slik at det oppstår væskeutfelling i reservoaret eller brønnen under produksjon.

Reservoaroljer kan karakteriseres etter tetthet og viskositet. Definisjonene varierer noe, men United States Geological Survey definer en lett olje som en olje med tetthet mindre en 934 kg/m3 (20 API). En tungolje har en tetthet større en denne verdien og en viskositet mindre en 10000 cp. Er viskositeten større en denne verdien brukes betegnelsen bitumen.[18]

Tjæresand eller oljesand er tungolje eller bitumen blandet med sedimenter og vann, lagret i reservoar nær jordoverflaten. Ligger hydrokarbonene grunt nok, så kan tjæresandsreservoar utvinnes ved utgraving på jordoverflaten. Slik utvinning kan medføre store naturødeleggelser og er derfor politisk kontroversiell. Til å utvinne underjordisk tjæresand brukes injeksjon av damp til å redusere viskositeten til oljen. Svært store volum hydrokarboner er fanget i tjæresandsreservoar: Canada og Venzuela har hver for seg reservoarvolum av tjæresand som er mer enn ti ganger større enn volumene i konvensjonelle reservoar i Saudi Arabia.[19]

Reservoar kan karakteriseres ut fra litologi, det vil si bergartstyper. I et sandsteinsreservoar er sedimentene dannet av sand og leire, og ulike silisium-bergarter er dominerende. Sedimentene i slike reservoar er dannet ved at eldre bergarter er brutt ned av erosjon, og sandpartiklene er blitt transportert og sedimentert i det som er dagens reservoar. De fleste reservoarene i Nordsjøen er sandsteinsreservoar, slik som Brage, Oseberg og Troll.

Et kalksteinsreservoar er dannet av kalkrester etter levende organismer, sedimentert i et marint miljø. Viktige mineraler er kalsitt og aragonitt, som begge er ulike krystallformer av kalsiumkarbonat. I den sørlige Nordsjøen finner en flere kalksteinsreservoar, blant andre Ekofisk, Tor og Valhall. Over halvparten av petroleumsreservene i verden finnes i kalksteinsreservoar.[20]

Noen ganger kan hydrokarboner migrere inn i oppsprukne magmatiske eller metamorfe reservoar, som kan fungere som reservoar dersom sprekkevolumene er tilstrekkelig store. Slike reservoar er mindre vanlige, men finnes i blant annet Vietnam, Indonesia, Brasil og Venezuela.[3]

Tidligere betraktet en skiferreservoar som kommersielt uproduserbare, på grunn av den lave permeabiliteten i skiferen. I de siste årene har ny brønnteknologi gjort produksjon av skifergass lønnsom. Gassen har her ikke hatt anledning til å migrere ut, og produksjonen foregår direkte fra kildebergarten. Hydraulisk oppsprekking av bergarten i et område rundt brønnen brukes for å øke produktiviteten. Produksjonsformen er kontroversiell, på grunn av fare for forurensning av grunnvannet.[21] Marcellusformasjonen i USA er kjent for store mengder skifergass og skiferolje, og den første brønnen ble satt i produksjon i 2004.[22] Energisituasjonen i USA er langt på vei endret på grunn av tilgangen til skifergass.

Metan kan utvinnes fra lag av kull, og kullreservoar er viktig kilder for utvinning både i Australia, Canada og USA.

Avsetningsmiljø

[rediger | rediger kilde]
Fluviale sedimenter er dannet av grus, sand og leire avsatt i et elvesystem

Med avsetningsmilj� mener en klimatiske og geografiske forhold i den tidsperioden der lagene i reservoaret ble avsatt som sedimenter.

  • En glasialt avsetning er dannet av sedimenter knyttet til en isbre.
  • En eolisk avsetning er dannet av avsetninger fra vinden, ofte av �rkensand.
  • Et fluvialt reservoar er dannet p� land, ved avsetninger i et elvesystem. I slike reservoar kan en se spor etter kanalsystemer. Nessformasjonen i Oseberg er en fluvial avsetning.
  • En deltaavsetning er dannet p� i et elvedelta, der en elv m�ter havet.
  • En tidevannsavsetning er formet i en tidevannssone, der et omr�de er blitt dekket av vann kun i h�yvannsperiodene.
  • Et grunnmarint reservoar er laget av sedimenter avsatt i havet, n�r land. Deler av Oseberg-reservoaret er grunnmarint.
  • Et dypmarint reservoar inneholder sedimenter avsatt p� dypt vann i havet. Ormen Lange er et dypmarint reservoar.

Geologisk tidsperiode

[rediger | rediger kilde]

Et reservoar kan ogs� karakteriseres ved den eller de geologiske tidsperioden der avsetningen har skjedd. Mange av feltene i Nordsj�en er fra jordas mellomalder, i fra kritt eller fra jura-perioden.

Ressurser og reserver

[rediger | rediger kilde]

Volum av petroleumsreservoar inng�r som en viktig del av verdigrunnlaget for et oljeselskap, og volumer skal b�rsrapporteres under sv�rt strenge regler. I Norge skal ogs� volum rapporteres til Oljedirektoratet. Betegnelsen ressurser brukes ofte om tilstedev�rende volum av olje og gass i reservoaret, og reserver betegner hvor stor del av dette som er �konomisk og teknisk utvinnbart.

Volumklassifisering

[rediger | rediger kilde]

En rekke forskjellige systemer for klassifisering av ressurser og reserver eksisterer, tilpasset ulike form�l og krav. N�yaktig definisjon av �ressurser� og �reserver� kan variere fra system til system. Alle system deler inn disse to klassene i underklasser, alt etter usikkerheten knyttet til anslag av volumene. Viktige klassifikasjonssystem er utarbeidet av

Volum rapporteres som regel som om hydrokarbonene var flyttet opp fra reservoaret til overflaten, til standard temperatur og trykk, typisk 15 grader Celcius og 1 atmosf�re.[16] P� grunn av endring i trykk og temperatur vil hydrokarbonene gjennomg� b�de fase- og volumendringer, slik at forholdet mellom gass og olje p� overflaten ikke er den samme som i reservoaret. For � markere at volumene er oppgitt ved standardtilstanden, brukes bokstaven S foran volumenheten, slik som i Sm3 - standardkubikkmeter. Ved siden av kubikkmeter er ogs� fat en vanlig brukt volumenhet for r�olje, der ett fat tilsvarer 158,99 liter. Norske myndigheter bruker som standard enheten Sm3.

Forholdet mellom produsert volum og tilstedev�rende volum kalles utvinningsfaktoren, og denne kan oppgis som en br�k eller i prosent. En global utvinningsfaktor ble i 2007 estimert til 22 %.[26] Felt i Nordsj�en har en sv�rt h�y utvinningsfaktor, ansl�tt samlet til 46 %.[27]

Modellering og usikkerhetsh�ndtering

[rediger | rediger kilde]

Ved hjelp av reservoarmodellering beskrives geometri og bergartsegenskaper i petroleumsforekomsten, og dette vil danne grunnlaget for beregning av tilstedev�rende volum. For � ansl� reserver vil en som oftest ogs� gjennomf�re reservoarsimuleringer, der den dynamiske prosessen med � hente petroleum ut av reservoaret blir modellert.

Volumtallet for petroleumsreservoar vil alltid v�re forbundet med usikkerhet, og volumestimat oppgis ofte sammen med et m�l for usikkerheten. For � estimere usikkerheten brukes ofte statistiske metoder, for eksempel Monte Carlo-simuleringer i kombinasjon med reservoarmodellering og reservoarsimulering. Usikkerheten i volumtallene vil v�re en funksjon av b�de datadekning, m�leusikkerhet i datagrunnlaget, usikkerhet i datatolkning og usikkerhet i modelleringsmetodene. Det er vanlig � oppgi et h�yt og et lavt anslag for volumtallene, og Oljedirektoratet bruker de statistiske st�rrelsene P05 og P95 for disse.[28] Dersom P05-verdien for reserver i et reservoar er x Sm3, s� er det beregnet 5 % sannsynlighet for at reservene er st�rre eller lik x Sm3. Tilsvarende er det 95 % sannsynlighet for at reservetallet er st�rre eller lik P95-verdien.

Prospekt, petroleumsforekomst, funn og felt

[rediger | rediger kilde]

Norske myndigheter skiller i sitt regelverk mellom et prospekt, en petroleumsforekomst, et funn og et felt.[1] Et prospekt er en mulig felle med at kartleggbart, avgrenset bergartsvolum. En petroleumsforekomst er en generell ansamling hydrokarboner som er i trykk-kommunikasjon. Et funn er en eller flere petroleumsforekomster som er oppdaget i en og samme br�nnbane, og der en gjennom testing, logging eller pr�vetaking har sannsynliggjort at det finnes bevegelige hydrokarboner. Et felt er en eller flere petroleumsforekomster samlet som har en myndighetsgodkjent plan for utbygging og drift.

Produksjon

[rediger | rediger kilde]
Oljereservoar med to injektorer og �n horisontal produsent. Gasskappen er vist i gr�nt, oljen i r�dt og vann i bl�tt

Hydrokarbonene i et underjordisk reservoar blir produsert gjennom en eller flere br�nner, boret fra overflaten og ned til reservoaret. En rekke naturlige mekanismer kan bidra til at olje og gass vil str�mme fra reservoaret og opp til overflaten, og produksjon basert p� slike naturlige drivmekanismer betegnes samlet som prim�re utvinning.[29] Reservoaret kan st� under overtrykk, p� grunn av tyngden av de overliggende sedimentene. Gass i en gasskappe eller oppl�st i oljen vil ekspandere n�r oljen produseres og bidra til � presse oljen ut br�nnene. Vann i omkringliggende basseng vil ogs� kunne ekspandere under produksjon og bidra til den samlede utvinningsgraden.

Prim�r utvinning fra naturlig energi i reservoaret vil vanligvis ikke gi s�rlig h�y utvinningsgrad. Ved sekund�r utvinning tilf�res reservoaret energi, ved at det injiseres vann og/eller gass inn i reservoaret. Injiserte v�sker vil bidra til � holde trykket oppe og vil ogs� kunne fortrenge oljen mot produksjonsbr�nnene. Den vanligste formen er vanninjeksjon, velegnet p� grunn av v�sketettheten og tilgjengeligheten til injeksjonsv�sken. Vanligvis injiseres vann og gass i separate br�nner, men ved en WAG-prosess (water-alternating-gas) injiseres b�de vann og gass pulsvis i samme br�nn.

Terti�r utvinning er utvinning for�rsaket av injeksjonsv�sker som endrer mobiliteten til de naturlig forekommende v�skene i reservoaret. Mer vanlig brukt om disse produksjonsformene er det engelske EOR, en forkortelse for Enhanced Oil Recovery eller �kt oljeutvinning. Injeksjonsv�skene ved terti�r utvinning kan v�re hydrokarboner, karbondioksid, nitrogen, polymerer eller surfaktanter.

Termale metoder, som p�virker temperaturforhold i reservoaret, kan regnes b�de som en sekund�r og en terti�r utvinningsmetode.[30] Injeksjon av damp er vanlig brukt i reservoar med tungolje.

Referanser

[rediger | rediger kilde]
  1. ^ a b www.npd.no Arkivert 4. mars 2016 hos Wayback Machine. Definisjoner, forklaringer og forkortinger. Oljedirektoratet, 18. mai 2010. Besøkt 27.august 2013
  2. ^ Sigmond, Ellen M. O. (2013). Norsk geologisk ordbok med engelsk-norsk ordliste. Trondheim: Akademika. ISBN 978-82-321-0151-1. OCLC 1028463954. 
  3. ^ a b Tako Koning (2000). «Oil production from basement reservoirs, examples from Indonesia, USA and Venezuela». World Petroleum Congress Paper 30146 (på engelsk).  16th World Petroleum Congress, June 11 - 15, 2000, Calgary, Canada
  4. ^ www.npd.no[død lenke] Oljedirektoratets faktasider. Statfjord. Besøkt 7. februar 2013
  5. ^ «Faktasider. Brønnbane.». Oljedirektoratet. Besøkt 11. desember 2022. 
  6. ^ Uncovering the Middle East and North Africa. Tillegg til Journal of Petroleum Technology, 2013
  7. ^ a b c R.Stoneley: An introduction ..., s.31-34
  8. ^ a b c R.C. Selley: Elements of petroleum geology, s.181ff
  9. ^ K.W.Glennie: Petroleum geology of the North Sea, s.378
  10. ^ R.C. Selley: Elements of petroleum geology, s.215
  11. ^ R.C. Selley: Elements of petroleum geology, s.313ff
  12. ^ www.statoil.com Oppdagelsen av en kjempe. Publisert 30. september 2007. Besøkt 12. juli 2013
  13. ^ R.C. Selley: Elements of petroleum geology, s.50ff
  14. ^ Malcom Rider (1996, 2000). The geological interpretation of well logs. Caithness, Skottland: Whittles Publishing. ISBN 1-870325-36-2.  Sjekk datoverdier i |dato= (hjelp)
  15. ^ www.npd.no Arkivert 4. juli 2014 hos Wayback Machine. Geologens paradis. Publisert 11. mars 2005. Besøkt 13. juli 2013
  16. ^ a b L.P. Dake: Fundamentals of reservoir engineering, s.45ff
  17. ^ R.C. Earlougher Jr. (1977). Advances in well test analysis. Houston: Society of Petroleum Engineers. ISBN 978-0-89520-204-8.  [SPE Monograph Series, Vol. 5]
  18. ^ FS2006-3133_508.pdf USGS National Assesment of Oil and Gas Facta Sheet: Natural Bitumen Resources of the United States. United States Geological Survey 2006.
  19. ^ CIPC Paper 2001-061 Arkivert 18. juni 2013 hos Wayback Machine. M.B.Dusseault: Comparing Venezuelan and Canadian Heavy Oil and Tar Sands. Presentert ved Canadian International Petroleum Conference, juni 2001.
  20. ^ M.E. Tucker: Sedimentary Petrology, s.110
  21. ^ Henrik H. Svensen: Gass i grunnvannet. Morgenbladet 19-25. juli 2013, s.28
  22. ^ Robin Beckwith (juni 2013). «The Marcellus shale gas boom evolves». Journal of Petroleum Technology (på engelsk): 34-45. 
  23. ^ www.sec.gov Regulation S-X. United States Security and Exchange Commision.
  24. ^ www.spe.org Petroleum Resources Management System, SPE, SPEE, AAPG, WPC, revisjon 2008
  25. ^ www.npd.no[død lenke] Veiledning til klassifisering av petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel, Oljedirektoratet, revisjon 2013
  26. ^ www.ipc66.com Arkivert 21. oktober 2013 hos Wayback Machine. Ivan Sandrea, Rafael Sandrea: Global Oil Reserves – Recovery Factors Leave Vast Target for EOR Technologies. Oil and Gas Journal, november 2007
  27. ^ www.forskningsradet.no[død lenke] OG21 - Oil and Gas in the 21st Century. Norway´s Technology Strategy for the 21st Century. OG21, 2012
  28. ^ www.npd.no Arkivert 4. mars 2016 hos Wayback Machine. Estimering av uoppdagede ressurser. Oljedirektoratet, 18. mai 2010. Besøkt 1. september 2013
  29. ^ L.P. Dake: Fundamentals of reservoir engineering, s.10
  30. ^ L.P. Dake: Fundamentals of reservoir engineering, s.127

Litteratur

[rediger | rediger kilde]
  • Richard C. Selley (1998). Elements of petroleum geology. San Diego: Academic Press. ISBN 978-0-12-636370-8. 
  • K.W.Glennie, red. (1998). Petroleum geology of the North Sea. Oxford: Blackwell Science Ltd. ISBN 0-632-03845-4. 
  • Robert Stoneley (1995). An introduction to petroleum exploration for non-geologists. Oxford: Oxford University Press. ISBN 0-19-854856-7. 
  • Maurice E Tucker (1981, 1991, 2001). Sedimentary Petrology. Oxford: Blackwell Science Ltd. ISBN 0-632-05735-1.  Sjekk datoverdier i |dato= (hjelp)
  • L.P. Dake (1978). Fundamentals of reservoir engineering. Amsterdam: Elsevier. ISBN 0-444-41667-6.