Reservoarformasjonenes porøsitet og permeabilitet
Alle reservoarbergarter er porøse, dvs at det er små hulrom i bergarten som kan fylles med olje, gass og vann. I sandsteinsreservoar er porøsiteten mellomrommet (porer) mellom sandkornene.
Porøsiteten i reservoaret kan sammenlignes med en svamp som er fylt med vann. Når vi klemmer på svampen vil vannet som er lagret i svampens porer bli presset ut.
Porøsiteten i en bergart er avhengig av størrelsen på sandkornene, likhet i størrelse på sandkorn som ligger nær hverandre (sortering), rundheten på sandkornene og hvor sammenpresset reservoarformasjonen er (overlagringstrykket). Overlagringstrykket øker med dypet og porøsiteten avtar derfor i bergarter som ligger svært dypt.
Porøsiteten i et godt sandsteinsreservoar kan typisk være 25%. Dette betyr at porevolumet utgjør 25% av volumet av reservoarformasjonen og sanden utgjør 75%. Porøsiteten i reservoaret, altså porevolumet, er bestemmende for hvor mye olje og gass reservoaret kan inneholde.
Sandsteinsreservoarene i Nordsjøen har gjennomgående god porøsitet – fra 15 til 25-30%.
Kalksteinsreservoarene i den sørlige Nordsjøen har to typer porøsitet (dual porosity). Dette fordi disse reservoarene består av relativt tette kalksteinsblokker med lav porøsitet. Det har imidlertid oppstått sprekkesystemer i kalksteinsblokkene, disse sprekkesystemene har høy porøsitet. Kalksteinsblokkene kan utgjøre over 90% av reservoaret og sprekkesystemet utgjør mindre enn 10%.
Reservoarbergartene på Ekofisk- og Torfeltet er kalkstein som har høy porøsitet, men lav permabilitet. Saltdomer har sprengt mot formasjonen slik at permeabiliteten er forbedret.
Sprekkene gjør også at oljen kan strømme ut fra kalksteinblokkene, gjennom sprekkesystemet og inn til brønnen. Sprekkesystemet har altså høy permeabilitet.
Porøsiteten kartlegges gjennom logging under boring, og analyse av kjerneprøver i laboratorier.
Beregninger av hvor stort volum olje og gass det er plass til i bergarten (porevolum), danner grunnlaget for om det vi lønne seg å produsere feltet.
Det er derfor viktig å ha et godt grunnlag for å bestemme porøsiteten i reservoaret og hvordan den varierer i lag og ulike områder av reservoaret.
For at oljen skal strømme ut fra reservoaret og inn i brønnene, må porene i reservoaret henge sammen i et nettverk av åpne kanaler slik at oljen finner en vei ut av reservoaret. Disse nettverkene utgjør permeabiliteten til reservoaret og utgjør reservoarets gjennomstrømningsevne.
Permeabiliteten i et reservoar vil, på samme måte som porøsitet, variere mellom ulike lag og områder i reservoaret. Permeabiliteten blir kartlagt ved å logge brønner og å gjøre laboratoriemålinger på kjerneprøver.
Permeabilitet måles i milliDarcy (mD) eller i Darcy, (D). En Darcy er 1000 milliDarcy.
Hvor raskt olje kan produseres vil blant annet være avhengig av hvor god permeabiliteten er. Svært gode sandsteinsreservoarer kan ha permeabilitet på over 1000 mD, altså 1 Darcy. Det betyr ofte at sandkornene ikke henger godt sammen, reservoaret er dårlig konsolidert. I slike tilfeller blir det ofte produsert reservoarsand sammen med olje og gass.
Reservoarkvaliteten bestemmes i stor grad av porøsitet og permeabilitet. Det er viktig å forstå hvordan porøsitet og permeabilitet fordeler seg i reservoaret.
Alle tilgjengelige data blir brukt for å kartlegge dette. Dette inkluderer seismiske kart, geologiske modeller, porøsitet og permeabilitetsinformasjon fra logger, kjerneprøver og produksjonstester. Dette er sammen med kvaliteten på olje og gass, grunnleggende data for lage simuleringsmodeller av reservoaret.
Simuleringsmodellene gir prognoser for hvor mye olje som kan produseres fra de enkelte brønnene og fra reservoaret samlet. Modellene brukes til å planlegge utbyggingen av feltet og planlegge hvor brønnene skal plasseres for å dekke reservoaret best mulig.
