Åpne hovedmenyen
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 porøs eller oppsprukket bergart. Et reservoar kan karakteriseres som et gass- eller oljereservoar, etter den dominerende væskefasen i reservoaret. Norske myndigheter bruker også betegnelsen petroleumsforekomst dersom hydrokarbonene i reservoaret er i trykk-kommunikasjon.[1]

De fleste reservoar er funnet i sedimentære bergarter, der mellomrom mellom bergartspartiklene er fylt med væske: gass, olje og vann. Hydrokarboner kan imidlertid også finnes i oppsprukne magmatiske og metamorfe bergarter.[2] I fagområdet petroleumsgeologi studerer en hvordan geologiske prosesser har bidratt til å 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 må være både porøse 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 oppløst i vannet. Kartlegging av petroleumsreservoar involverer mange fagspesialister, i fag som geofysikk, geologi, petrofysikk, kjemiteknikk og reservoarteknologi.

Størrelsen på en petroleumsforekomst blir gitt i en volumenhet, som standardkubikkmeter eller fat. Tilstedeværende volum kalles ressurser, mens reserver er et mål for de volumene som er teknisk og økonomisk produserbare.

En rekke petroleumsreservoar er funnet og satt i produksjon utenfor kysten av Norge. Det første feltet som ble funnet var Ekofiskfeltet, med produksjonsstart i 1971. Det største feltet på norsk sokkel er Statfjord.[3] Til nå er over 5000 brønner boret i norsk område.[4] Det største oljereservoaret i verden er Ghawar i Saudi-Arabia, mens det største gassreservoaret er South Pars, delt mellom Qatar og Iran. Det største offshorefeltet i verden er Safaniya, også det i Saudi-Arabia.[5]

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

Dannelse av et petroleumsreservoarRediger

Avsetting av biologisk materialeRediger

I havet eller i vannrikt miljø på land vil grus, sand og leire kunne bli transportert av strømmer i vannet, men etter som strømningshastigheten avtar vil partiklene falle til ro på bunnen som sedimenter. Dersom klima og miljø er gunstig, vil sedimentene kunne inneholde en høy andel biologisk materiale, rester etter organismer som har levd i eller nær 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:[6]

  • I ferskvann i varmt klima kan det leve store mengder alger, som kan bli kilde til høykvalitets olje med et visst innhold av voks.
  • På havbunnen kan det avsettes rester etter plankton, alger og bakterier. Mesteparten av oljeforekomstene på jorda har marint opphav.
  • På landjorda kan pollen, sporer og planterester bli avsatt i sumpområder. Slikt materiale vil ofte gi opphav til tørr gass, som metan.

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

Etter som tiden går vil det biologiske materialet bli begravd under et stadig tykkere lag sedimenter. Samtidig vil både trykk og temperatur øke og bidra til en omforming av materialet. Sedimentene, som opprinnelig var løsmasser, vil gradvis konsolideres til sedimentære bergarter.

Små forekomster av ikke-organiske hydrokarboner kan også forekomme i jordskorpen, men volumene er så små at disse ikke vil være kommersielt drivverdige.[7] En forekomst i en magmatisk bergart er funnet ved Dyvika, øst for Arendal.[7]

Omdanning til petroleumRediger

Mens sedimentlagene ennå befinner seg på grunt dyp, under tilnærmet normal trykk og temperatur, vil det biologiske materialet bli omdannet ved diagenese. Dette omfatter nedbryting forårsaket ved bakterier og også 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 løse i vanlige løsningsmidler for olje.[7]

Etter som temperatur og trykk i sedimentet øker, vil kerogenet modne og vil kunne frigi olje og gass i en prosess kalt katagenese. Kerogenet må ha nådd en temperatur omkring 65 °C før 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 høy temperatur vil også den tyngre oljen som er blitt frigitt bli brutt ned til lettere komponenter, i en krakking-prosess. Ved fortsatt temperaturøkning avtar dannelsen av olje, og det blir i stedet frigjort gass.[6]

Ved høy temperatur og trykk gjennomgår kerogenet den siste fasen, kalt metagenese, der den siste rest av hydrokarboner blir avgitt. Ved temperaturer over ca. 175 °C avgis tørr gass, vanligvis bare metan. Skulle temperaturen nå så høyt som til 230 °C, så vil alle hydrokarboner bli brutt ned og ødelagt. 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 vilkårene for petroleumsdannelse vil være til stede. Dette intervallet kalles gjerne oljevinduet eller oljekjøkkenet.[6] Dybdeintervallet kan variere mye lokalt, men vil typisk ligge omkring 2000 - 4500 meter. I tillegg til temperaturen vil også tiden være en viktig faktor for modningen av kerogenet: Dess lenger tid det organiske materialet har vært utsatt for en viss temperatur, dess mer modent blir det.

KildebergarterRediger

En kildebergart er en sedimentær bergart som er eller var i stand til å generere en stor mengde hydrokarboner. En typisk kildebergart er en organisk rik skifer, fra olivengrå til svart i fargen. En viktige kildebergart i Nordsjøen er skiferen som på engelsk side kalles Kimmeridge og på norsk side Draupne. Også kullsekvenser i Brent er viktige kilder.[8]

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

MigrasjonRediger

 
Migrasjon av olje fra en kildebergart inn i en felle

Gass og olje som er frigjort fra kerogen vil på grunn av tetthetsforskjeller migrere oppover i sedimentlagene, dersom permeabiliteten er tilstrekkelig høy. Transporten ut av kildebergarten og inn i et overliggende lag kalles primær migrasjon, mens sekundær migrasjon er transport videre oppover i lagene over kildebergarten. Mens sekundær migrasjon er relativt godt forstått, mangler det mye på å forstå prosessene i primær migrasjon.[9]

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

FellerRediger

 
Øverst 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. På 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 være 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:[10]

  • 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 også karakteriseres som en egen type.
  • Stratigrafiske feller er dannet ved endringer i litologi, det vil si bergartstyper. Stratigrafi er læren om lagdeling i bergartene. Endringer i egenskaper til lagene kan oppstå 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 å finne enn strukturelle.
  • Hydrodynamiske feller oppstår når nedadgående strømmer av vann hindrer at hydrokarbonene får strømme oppover. Slike feller er sjeldne.

Mange reservoar vil være dannet som en kombinasjon av flere typer.

Leting og undersøkelsesmetoderRediger

Leting etter petroleumsforekomster er svært tidkrevende og kostbart. Arbeidet med å kartlegge et leteområde utføres av geofysikere og geologer. Etter at det er boret brønner vil også andre faggrupper være involvert.

Seismisk undersøkelserRediger

I en seismiske undersøkelser blir lydbølger brukt til å kartlegge jordkorpen. Undersøkelsesmetoden er svært viktig både 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 undersøkelse må gå gjennom en omfattende prosessering før den kan bli gjenstand for seismisk tolkning og analyse.

Skilleflaten mellom gass og væske i reservoaret kan opptre som en horisontal refleksjonsflate i seismikken, en såkalt «flatspot». Vanligvis vil et skifte i bergartstype ikke være helt horisontal, og en flatspot kan derfor være en indikasjon på et positivt funn. Oppdagelsen av en flatspot var viktig for funnet av Ormen Lange-reservoaret.[11]

I tillegg til informasjon om reservoargeometri kan seismikk også gi opplysninger om bergartsegenskaper i reservoaret. Seismiske data kan brukes til å kartlegge både facies (bergartstyper) og egenskaper som porøsitet.

I produksjonsfasen av et reservoar kan gjentatt seismisk innsamling brukes til å tolke væskebevegelser i reservoaret. Gjentatt seismisk innsamling kalles 4D-seismikk, etter som den er utført i tre romdimensjoner og tid.

Gravimetriske undersøkelserRediger

I gravimetriske undersøkelser 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 undersøkelserRediger

Elektromagnetiske undersøkelser kan gjennomføres både basert på variasjon i den naturlige elektromagnetiske strålingen og ved hjelp av indusert elektromagnetisme. Jorda er en naturlig magnet, og det magnetiske feltet vil bli påvirket av berggrunnen.

LeteboringRediger

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.

FormasjonsevalueringRediger

Formasjonsevaluering brukes som samlebegrep for alle målinger og analyser som utføres i en brønn.[12] 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.[13]

  • 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.

KjerneprøverRediger

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.[14]

VæskeprøverRediger

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.[15]

BrønntestingRediger

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.[16]

  • 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.

ReservoarbeskrivelseRediger

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

VæsketyperRediger

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.[17]

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.[18]

LitologiRediger

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.[19]

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.[2]

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.[20] Marcellusformasjonen i USA er kjent for store mengder skifergass og skiferolje, og den første brønnen ble satt i produksjon i 2004.[21] 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.

AvsetningsmiljøRediger

 
Fluviale sedimenter er dannet av grus, sand og leire avsatt i et elvesystem

Med avsetningsmiljø 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 ørkensand.
  • Et fluvialt reservoar er dannet på 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 på i et elvedelta, der en elv møter havet.
  • En tidevannsavsetning er formet i en tidevannssone, der et område er blitt dekket av vann kun i høyvannsperiodene.
  • Et grunnmarint reservoar er laget av sedimenter avsatt i havet, nær land. Deler av Oseberg-reservoaret er grunnmarint.
  • Et dypmarint reservoar inneholder sedimenter avsatt på dypt vann i havet. Ormen Lange er et dypmarint reservoar.

Geologisk tidsperiodeRediger

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

Ressurser og reserverRediger

Volum av petroleumsreservoar inngår som en viktig del av verdigrunnlaget for et oljeselskap, og volumer skal børsrapporteres under svært strenge regler. I Norge skal også volum rapporteres til Oljedirektoratet. Betegnelsen ressurser brukes ofte om tilstedeværende volum av olje og gass i reservoaret, og reserver betegner hvor stor del av dette som er økonomisk og teknisk utvinnbart.

VolumklassifiseringRediger

En rekke forskjellige systemer for klassifisering av ressurser og reserver eksisterer, tilpasset ulike formål og krav. Nøyaktig 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 atmosfære.[15] På grunn av endring i trykk og temperatur vil hydrokarbonene gjennomgå både fase- og volumendringer, slik at forholdet mellom gass og olje på overflaten ikke er den samme som i reservoaret. For å markere at volumene er oppgitt ved standardtilstanden, brukes bokstaven S foran volumenheten, slik som i Sm3 - standardkubikkmeter. Ved siden av kubikkmeter er også fat en vanlig brukt volumenhet for råolje, der ett fat tilsvarer 158,99 liter. Norske myndigheter bruker som standard enheten Sm3.

Forholdet mellom produsert volum og tilstedeværende volum kalles utvinningsfaktoren, og denne kan oppgis som en brøk eller i prosent. En global utvinningsfaktor ble i 2007 estimert til 22 %.[25] Felt i Nordsjøen har en svært høy utvinningsfaktor, anslått samlet til 46 %.[26]

Modellering og usikkerhetshåndteringRediger

Ved hjelp av reservoarmodellering beskrives geometri og bergartsegenskaper i petroleumsforekomsten, og dette vil danne grunnlaget for beregning av tilstedeværende volum. For å anslå reserver vil en som oftest også gjennomføre reservoarsimuleringer, der den dynamiske prosessen med å hente petroleum ut av reservoaret blir modellert.

Volumtallet for petroleumsreservoar vil alltid være forbundet med usikkerhet, og volumestimat oppgis ofte sammen med et mål for usikkerheten. For å estimere usikkerheten brukes ofte statistiske metoder, for eksempel Monte Carlo-simuleringer i kombinasjon med reservoarmodellering og reservoarsimulering. Usikkerheten i volumtallene vil være en funksjon av både datadekning, måleusikkerhet i datagrunnlaget, usikkerhet i datatolkning og usikkerhet i modelleringsmetodene. Det er vanlig å oppgi et høyt og et lavt anslag for volumtallene, og Oljedirektoratet bruker de statistiske størrelsene P05 og P95 for disse.[27] Dersom P05-verdien for reserver i et reservoar er x Sm3, så er er det beregnet 5 % sannsynlighet for at reservene er større eller lik x Sm3. Tilsvarende er det 95 % sannsynlighet for at reservetallet er større eller lik P95-verdien.

Prospekt, petroleumsforekomst, funn og feltRediger

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 brønnbane, og der en gjennom testing, logging eller prøvetaking har sannsynliggjort at det finnes bevegelige hydrokarboner. Et felt er en eller flere petroleumsforekomster samlet som har en myndighetsgodkjent plan for utbygging og drift.

ProduksjonRediger

 
Oljereservoar med to injektorer og én horisontal produsent. Gasskappen er vist i grønt, oljen i rødt og vann i blått

Hydrokarbonene i et underjordisk reservoar blir produsert gjennom en eller flere brønner, boret fra overflaten og ned til reservoaret. En rekke naturlige mekanismer kan bidra til at olje og gass vil strømme fra reservoaret og opp til overflaten, og produksjon basert på slike naturlige drivmekanismer betegnes samlet som primære utvinning.[28] Reservoaret kan stå under overtrykk, på grunn av tyngden av de overliggende sedimentene. Gass i en gasskappe eller oppløst i oljen vil ekspandere når oljen produseres og bidra til å presse oljen ut brønnene. Vann i omkringliggende basseng vil også kunne ekspandere under produksjon og bidra til den samlede utvinningsgraden.

Primær utvinning fra naturlig energi i reservoaret vil vanligvis ikke gi særlig høy utvinningsgrad. Ved sekundær utvinning tilføres reservoaret energi, ved at det injiseres vann og/eller gass inn i reservoaret. Injiserte væsker vil bidra til å holde trykket oppe og vil også kunne fortrenge oljen mot produksjonsbrønnene. Den vanligste formen er vanninjeksjon, velegnet på grunn av væsketettheten og tilgjengeligheten til injeksjonsvæsken. Vanligvis injiseres vann og gass i separate brønner, men ved en WAG-prosess (water-alternating-gas) injiseres både vann og gass pulsvis i samme brønn.

Tertiær utvinning er utvinning forårsaket av injeksjonsvæsker som endrer mobiliteten til de naturlig forekommende væskene i reservoaret. Mer vanlig brukt om disse produksjonsformene er det engelske EOR, en forkortelse for Enhanced Oil Recovery eller økt oljeutvinning. Injeksjonsvæskene ved tertiær utvinning kan være hydrokarboner, karbondioksid, nitrogen, polymerer eller surfaktanter.

Termale metoder, som påvirker temperaturforhold i reservoaret, kan regnes både som en sekundær og en tertiær utvinningsmetode.[29] Injeksjon av damp er vanlig brukt i reservoar med tungolje.

ReferanserRediger

  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. ^ a b Tako Koning (2000). «Oil production from basement reservoirs, examples from Indonesia, USA and Venezuela». World Petroleum Congress Paper 30146 (engelsk).  16th World Petroleum Congress, June 11 - 15, 2000 , Calgary, Canada
  3. ^ www.npd.no[død lenke] Oljedirektoratets faktasider. Statfjord. Besøkt 7. februar 2013
  4. ^ www.npd.no Oljedirektoratets faktasider. Brønndata. Besøkt 6. februar 2013
  5. ^ Uncovering the Middle East and North Africa. Tillegg til Journal of Petroleum Technology, 2013
  6. ^ a b c R.Stoneley: An introduction ..., s.31-34
  7. ^ a b c R.C. Selley: Elements of petroleum geology, s.181ff
  8. ^ K.W.Glennie: Petroleum geology of the North Sea, s.378
  9. ^ R.C. Selley: Elements of petroleum geology, s.215
  10. ^ R.C. Selley: Elements of petroleum geology, s.313ff
  11. ^ www.statoil.com Oppdagelsen av en kjempe. Publisert 30. september 2007. Besøkt 12. juli 2013
  12. ^ R.C. Selley: Elements of petroleum geology, s.50ff
  13. ^ Malcom Rider (1996, 2000). The geological interpretation of well logs. Caithness, Skottland: Whittles Publishing. ISBN 1-870325-36-2.  Sjekk datoverdier i |dato= (hjelp)
  14. ^ www.npd.no Arkivert 4. juli 2014 hos Wayback Machine. Geologens paradis. Publisert 11. mars 2005. Besøkt 13. juli 2013
  15. ^ a b L.P. Dake: Fundamentals of reservoir engineering, s.45ff
  16. ^ 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]
  17. ^ 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.
  18. ^ CIPC Paper 2001-061 M.B.Dusseault: Comparing Venezuelan and Canadian Heavy Oil and Tar Sands. Presentert ved Canadian International Petroleum Conference, juni 2001.
  19. ^ M.E. Tucker: Sedimentary Petrology, s.110
  20. ^ Henrik H. Svensen: Gass i grunnvannet. Morgenbladet 19-25. juli 2013, s.28
  21. ^ Robin Beckwith (juni 2013). «The Marcellus shale gas boom evolves». Journal of Petroleum Technology (engelsk): 34-45. 
  22. ^ www.sec.gov Regulation S-X. United States Security and Exchange Commision.
  23. ^ www.spe.org Petroleum Resources Management System, SPE, SPEE, AAPG, WPC, revisjon 2008
  24. ^ www.npd.no Veiledning til klassifisering av petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel, Oljedirektoratet, revisjon 2013
  25. ^ 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
  26. ^ www.forskningsradet.no[død lenke] OG21 - Oil and Gas in the 21st Century. Norway´s Technology Strategy for the 21st Century. OG21, 2012
  27. ^ www.npd.no Arkivert 4. mars 2016 hos Wayback Machine. Estimering av uoppdagede ressurser. Oljedirektoratet, 18. mai 2010. Besøkt 1. september 2013
  28. ^ L.P. Dake: Fundamentals of reservoir engineering, s.10
  29. ^ L.P. Dake: Fundamentals of reservoir engineering, s.127

LitteraturRediger

  • 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.