Ignorer kommandoer på båndet
Gå til hovedindhold
Naviger op
Log på
> Forsiden > Energi > Olie og gas Danmark, Nordsøen, internationalt > Petrofysisk reservoiranalyse

Petrofysisk reservoiranalyse

Tolkning af petrofysiske borehulslogs spiller en væsentlig rolle i forbindelse med karakterisering af oliereservoirer og geotermiske reservoirer. Tolkningen omfatter bestemmelse af reservoirparametrene lithologi, gross sand-tykkelse, net sand-tykkelse, net/gross-forhold (N/G), porøsitet og permeabilitet. Tillige estimeres oliemætningen i forbindelse med oliereservoirer, og transmissiviteten estimeres i forbindelse med geotermiske reservoirer.

Som udgangspunkt opnås den mest præcise beskrivelse af lithologi og reservoiregenskaber på baggrund af observationer og analyser foretaget på borespåner, kerner og sidevægskerner. Uheldigvis er udtagning af kerner og sidevægskerner forbundet med store omkostninger, og kernemateriale udtages normalt kun, når betydelig optimering af datagrundlaget er påkrævet. Konsekvensen er, at udtagning af kernemateriale generelt er begrænset til få og korte dybdeintervaller. Desuden vil udtagning af analyseprøver fra kernemateriale sjældent være kontinuert for et givet reservoirinterval, og en fyldestgørende beskrivelse af alle reservoiregenskaber opnås derfor sjældent på baggrund af kernemateriale alene. Borespåner giver en pålidelig beskrivelse af den lithologiske udvikling med dybden, men kan ikke anvendes til bestemmelse af reservoiregenskaber.

Kernematerialets og borespånernes begrænsninger ophæves af borehulslogs, som muliggør kontinuerte estimater af lithologi og reservoirparametre med intervaller på typisk 15 cm. Målinger fra borehulslogs er dog indirekte; egenskaber som lithologi og porøsitet kan ikke aflæses direkte i de gennemborede bjergarter, men må udledes fra en række målbare egenskaber. Dette indebærer, at borehulslogbaserede estimater af lithologi og reservoirparametre generelt er pålidelige, men ikke opnår samme præcision som estimater baseret på kerneanalyser. Den optimale karakterisering af en reservoirsektion kræver derfor tilstedeværelsen af både borehulslogs og kerneanalyser, hvor sidstnævnte validerer og eventuelt kalibrerer reservoirparametre udledt fra borehulslogs.

Når en borings egenskaber skal karakteriseres, står en vifte af forskellige logtyper til rådighed. Lithologi bestemmes fortrinsvist ud fra gamma-ray (GR)-loggen i samspil med neutron (NPHI)-loggen og densitet (RHOB)-loggen. Sonic (DT)-loggen giver en indikation på cementeringsgraden af sedimentære reservoirer. GR-, NPHI- og RHOB-loggene indgår tillige i bestemmelsen af den effektive porøsitet (PHIE) i sandstens- og kalkstenslag. En syntetisk permeabilitetslog udledes ved at kombinere PHIE med kerneanalysedata (porøsitet og permeabilitet). Skulle hydrokarboner være indeholdt i reservoirbjergarten, kan olie- og/eller gasmætningen estimeres ved at inddrage data fra den dybe resistivitet (ILD/LLD)-log.

Bestemmelsen af reservoiregenskaberne i et givent reservoirinterval kan styrkes yderligere ved at inddrage detaljerede kernebeskrivelser samt studier af petrografi og diagenese.

GEUS har mange års erfaring med tolkning af borehulslogs i forbindelse med både olie/gasreservoirer og geotermiske reservoirer. Hvis det ønskes, kan resultaterne fra tolkningen af borehulslogs integreres i modelleringsarbejde og multidisciplinære studier. Vores kunder omfatter olieselskaber, statslige institutioner, lokale energiselskaber m.v., og vi deltager i omfattende forskningsprojekter med danske såvel som internationale uddannelses- og forskningsinstitutioner.


Kontaktpersoner

Lars Kristensen
Seniorrådgiver
Lars Kristensen
E-mail: lk@geus.dk
Tlf: +45 9133 3769
Morten Leth Hjuler
Forsker
Morten Leth Hjuler
E-mail: mlh@geus.dk
Tlf: +45 9133 3752
​​​​​​
Petrofysisk reservoiranalyse