Reservoiregenskaper

Reservoiregenskaper beskriver egenskaper hos bergarter i ett olje- eller vattenreservoar som avgör hur mycket vätska som kan lagras i porerna och hur lätt den kan flyta genom bergmassan. Dessa egenskaper är både geometriska och fysikaliska och varierar mellan olika bergarter, lager och sedimentära miljöer.

Porositet anger andelen porer i bergets totala volym och därmed hur mycket vätska som kan lagras i porerna. Den varierar med bergartstyp och kan delas in i total porositet och effektiv porositet. Porositetsvärden bestäms vanligtvis genom kärnprover, heliumporositet och loggutvärderingar.

Permeabilitet beskriver bergmassans förmåga att överföra vätska genom porerna. Den ger upphov till flöde enligt Darcy-lagen och varierar med porstrukturen, porstorleksfördelning och sammanlänkningen mellan porerna. Intrinsic permeabilitet samt relativ permeabilitet (för olika vätskefaser) är centrala i reservoirmodeller och utveckling.

Vätskefördelningen i porerna kallas mättnad och påverkas av kapillärtryck och våtbarhet. Kapillärtryck uppstår i små porer och styr hur olja, vatten och gas fördelar sig när trycket ändras. Wettability, eller våtbarhet, beskriver vilken vätska bergytan föredrar att komma i kontakt med; den påverkar både mättnad och relativ permeabilitet.

Morfologi hos porer och deras koppling (connectivity) påverkar flödesbeteendet. Pore-size distribution, connectivity och eventuella anisotropiska egenskaper leder till olika lokala flödeshastigheter och utmaningar vid modellering.

Karaktärisering och modellering av reservoiregenskaper omfattar kärnanalyser, loggutvärderingar (porositet, permeabilitet), NMR och bildbaserade tekniker, samt uppskalning till reservoirmodeller för simulering och history matching. Dessa egenskaper används vid planering av produktion, bedömning av risker och utveckling av återvinningsstrategier.

---