Zasoby ropy i gazu oraz kwantyfikacja zasobów

Flaring test przepływu, pierwsza zewnętrzna oznaka nowego odkrycia ropy naftowej lub gazu, która może kwalifikować się do oceny rezerw

Zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego oznaczają odkryte ilości ropy naftowej i gazu ziemnego ( pola naftowe lub gazowe ), które można opłacalnie wydobyć/wydobyć z zatwierdzonego przedsięwzięcia. Zasoby ropy i gazu powiązane z zatwierdzonymi planami operacyjnymi złożonymi w dniu zgłoszenia rezerw są również wrażliwe na wahania cen na rynku światowym. Pozostałe szacunki dotyczące zasobów (po uwzględnieniu rezerw) są prawdopodobnie niekomercyjne i mogą nadal podlegać ocenie, z możliwością ich wydobycia z technicznego punktu widzenia, gdy staną się komercyjne. Gaz ziemny jest często bezpośrednio związane z ropą naftową, a rezerwy gazu są zwykle podawane w baryłkach ekwiwalentu ropy naftowej ( BoE ). W związku z tym zarówno zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego, jak i szacunki zasobów podlegają tym samym wytycznym dotyczącym sprawozdawczości i są dalej łącznie określane jako ropa naftowa i gaz .

Ujęcie ilościowe

Szyb naftowy w Kanadzie

Specjaliści z branży opracowali szczegółowe schematy klasyfikacji w celu ilościowego określenia objętości ropy i gazu zgromadzonych pod ziemią (znanych jako „podpowierzchniowe” ). Programy te zapewniają kierownictwu i inwestorom środki do dokonywania ilościowych i względnych porównań między aktywami przed pokryciem znacznych kosztów poszukiwania, zagospodarowania i wydobycia tych akumulacji. Schematy klasyfikacji są wykorzystywane do kategoryzacji niepewności oszacowań ilości możliwej do wydobycia ropy i gazu oraz prawdopodobieństwa ich rzeczywistego istnienia (lub ryzyka, że ​​nie istnieją) w zależności od dojrzałości zasobów. Potencjalne podpowierzchniowe akumulacje ropy i gazu zidentyfikowane podczas poszukiwań są klasyfikowane i zgłaszane jako zasoby perspektywiczne . Zasoby są ponownie klasyfikowane jako rezerwy po dokonaniu oceny , w momencie, gdy odwierty udowodnią wystarczające nagromadzenie komercyjnej ropy i / lub gazu, z autoryzowanymi i finansowanymi planami rozwoju, aby rozpocząć produkcję w ciągu zalecanych pięciu lat. Szacunki dotyczące rezerw są wymagane przez władze i przedsiębiorstwa i służą głównie wspieraniu podejmowania decyzji operacyjnych lub inwestycyjnych przez przedsiębiorstwa lub organizacje zaangażowane w działalność związaną z rozwojem i wydobyciem ropy i gazu. Wielkość rezerw jest niezbędna do określenia stanu finansowego spółki, która może być zobowiązana do raportowania tych szacunków akcjonariuszom i „posiadaczom zasobów” na różnych etapach dojrzewania zasobów.

Obecnie najszerzej akceptowaną metodologią klasyfikacji i raportowania jest system zarządzania zasobami ropy naftowej ( PRMS ) 2018, który podsumowuje spójne podejście do szacowania ilości ropy i gazu w ramach kompleksowych ram klasyfikacji, opracowanych wspólnie przez Society of Petroleum Engineers ( SPE ), World Petroleum Council ( WPC ), American Association of Petroleum Geologists ( AAPG ), Society of Petroleum Evaluation Engineers ( SPEE ) oraz Towarzystwo Geologów Ekonomicznych ( SEG ). Spółki publiczne , które rejestrują papiery wartościowe na rynku amerykańskim, muszą zgłaszać potwierdzone rezerwy zgodnie z wymogami sprawozdawczymi Komisji Papierów Wartościowych i Giełd ( SEC ), które mają wiele elementów wspólnych z PRMS. Podejmowano również próby ujednolicenia bardziej ogólnych metodologii sprawozdawczości w zakresie ocen zasobów ropy i gazu na poziomie krajowym lub basenu .

Rezerwy i raportowanie zasobów

Zasoby ropy naftowej lub gazu odnoszą się do znanych (odkrytych złóż ) lub potencjalnych akumulacji ropy i/lub gazu ( tj. nieodkrytych perspektyw i tropów ) w podpowierzchni skorupy ziemskiej. Wszystkie szacunki rezerw i zasobów wiążą się z niepewnością szacunków wielkości (wyrażoną poniżej jako niepewność niska, średnia lub wysoka), jak również z ryzykiem lub szansą istnienia w rzeczywistości, w zależności od poziomu oceny lub dojrzałości zasobów, który reguluje ilość wiarygodnych danych geologicznych i dostępnych danych technicznych oraz interpretacji tych danych.

TABELA I: Podsumowanie klasyfikacji uwzględniające niepewność wolumenów (niska, średnia lub wysoka) z rosnącą szansą na istnienie akumulacji i komercjalizację w górę odzwierciedlającą większą dojrzałość zasobów
KLASA ZASOBÓW NISKI ŚRODEK WYSOKI
Rezerwy 1P 2P 3P
Zasoby warunkowe 1C 2C 3C
Potencjalne zasoby 1U 2U 3U

Szacowanie i monitorowanie rezerw zapewnia wgląd, na przykład, w przyszłą produkcję firmy oraz potencjał kraju w zakresie dostaw ropy i gazu. Jako takie, rezerwy są ważnym środkiem wyrażania wartości i długowieczności zasobów.

W PRMS terminy „Zasoby” i „Zasoby” mają odrębne i specyficzne znaczenie w odniesieniu do akumulacji ropy i gazu oraz ogólnie do poszukiwań węglowodorów . Jednak poziom rygoru wymaganego przy stosowaniu tych warunków różni się w zależności od dojrzałości zasobów, na których opierają się wymogi dotyczące sprawozdawczości. Zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego to zasoby, które są komercyjne (tj. opłacalne) lub co do których istnieje uzasadniona pewność, że będą. Rezerwy są głównym aktywem firmy naftowo-gazowej ; księgowanie to proces, w ramach którego są one dodawane do bilansu . Oszacowania zasobów warunkowych i perspektywicznych mają znacznie bardziej charakter spekulacyjny i nie są księgowane z takim samym stopniem rygoru, zazwyczaj wyłącznie do użytku wewnętrznego firmy, co odzwierciedla bardziej ograniczony zestaw danych i dojrzałość oceny. Publikacje te, jeśli są publikowane na zewnątrz, zwiększają postrzeganie wartości aktywów , co z kolei może wpływać na akcje lub akcje spółki naftowo-gazowej . PRMS zapewnia ramy dla spójnego podejścia do procesu szacowania w celu spełnienia wymogów sprawozdawczych w szczególności spółek giełdowych. Firmy energetyczne mogą zatrudniać wyspecjalizowanych, niezależnych konsultantów ds. wyceny rezerw, którzy dostarczają raporty stron trzecich w ramach SEC dotyczących rezerw lub rezerwacji zasobów. [ potrzebne źródło ]

Rezerwy

Zgłaszanie rezerw dotyczących odkrytych akumulacji jest regulowane przez ścisłą kontrolę świadomych decyzji inwestycyjnych w celu ilościowego określenia różnych stopni niepewności w ilościach możliwych do wydobycia. Rezerwy definiuje się w trzech podkategoriach zgodnie z systemem stosowanym w PRMS: Potwierdzone ( 1P ), prawdopodobne i możliwe. Zasoby określone jako Prawdopodobne i Możliwe to przyrostowe (lub dodatkowe) odkryte ilości oparte na kryteriach geologicznych i/lub inżynierskich podobnych do tych stosowanych przy szacowaniu Potwierdzonych zasobów. Chociaż rezerwy te nie są klasyfikowane jako warunkowe, niektóre techniczne, umowne lub regulacyjne niepewności uniemożliwiają zaklasyfikowanie takich rezerw jako Potwierdzone. Najbardziej akceptowane ich definicje opierają się na definicjach pierwotnie zatwierdzonych przez SPE i WPC w 1997 r., wymagając, aby złoża były odkrywane, wydobywalne, komercyjne i pozostawanie w oparciu o zasady regulujące podział na podkategorie i stosowane deklarowane plany projektów rozwojowych. Zasoby prawdopodobne i możliwe mogą być wykorzystywane wewnętrznie przez firmy naftowe i agencje rządowe do celów przyszłego planowania, ale nie są zestawiane rutynowo ani w jednolity sposób.

Sprawdzone rezerwy

Główny artykuł: Potwierdzone rezerwy

Potwierdzone rezerwy to odkryte ilości, co do których istnieje uzasadniona pewność , że będą możliwe do wydobycia w istniejących warunkach ekonomicznych i politycznych oraz przy istniejącej technologii. Specjaliści branżowi określają tę kategorię jako „P90” (to znaczy mającą 90% pewność wytworzenia lub przekroczenia wolumenu P90 na rozkładzie prawdopodobieństwa). Potwierdzone rezerwy są również znane w branży jako 1P . Potwierdzone rezerwy można określić jako udowodnione zagospodarowane (PD) lub udowodnione niezagospodarowane (PUD). Rezerwy PD to rezerwy, które można wydobywać z istniejących odwiertów i otworów lub z dodatkowych zbiorników, w przypadku których wymagane są minimalne dodatkowe inwestycje (koszty operacyjne) ( np. otwarcie zestawu perforacji już zainstalowanych). Rezerwy PUD wymagają dodatkowych inwestycji kapitałowych (np. wiercenia nowych odwiertów), aby wydobyć ropę i/lub gaz na powierzchnię.

Rachunkowość produkcji jest ważnym ćwiczeniem dla firm. Wydobyta ropa lub gaz, które zostały wydobyte na powierzchnię (wydobycie) i sprzedane na rynkach międzynarodowych lub rafinowane w kraju, nie stanowią już rezerw i są usuwane z ksiąg rachunkowych i bilansów spółki. potwierdzone rezerwy „1P” były jedynym rodzajem, jaki amerykańska SEC pozwalała firmom naftowym zgłaszać inwestorom. Firmy notowane na giełdach w USA mogą zostać wezwane do weryfikacji swoich roszczeń w sposób poufny, ale wiele rządów i krajowych koncernów naftowych nie ujawniaj publicznie danych weryfikujących. Od stycznia 2010 r. SEC zezwala teraz firmom na dostarczanie dodatkowych opcjonalnych informacji deklarujących 2P (zarówno udowodnione, jak i prawdopodobne) oraz 3P (udowodnione plus prawdopodobne i możliwe) z uznaniową weryfikacją przez wykwalifikowanych konsultantów zewnętrznych, chociaż wiele firm decyduje się na wykorzystanie szacunków 2P i 3P wyłącznie do celów wewnętrznych.

Rezerwy prawdopodobne i możliwe

Przykład rozkładu niepewności objętości z zaznaczonymi objętościami P10, P50 i P90 (utworzony metodą obliczeń probabilistycznych)

Prawdopodobne rezerwy dodatkowe przypisuje się znanym akumulacjom oraz probabilistycznej, kumulatywnej sumie zasobów potwierdzonych i prawdopodobnych (z prawdopodobieństwem P50), określanych również w branży jako „2P” ( Proven plus Probable). Oznaczenie P50 oznacza, że ​​należy co najmniej 50% szans, że rzeczywiste odzyskane ilości będą równe lub przekroczą oszacowanie 2P .

Ewentualne dodatkowe rezerwy przypisuje się znanym akumulacjom, które mają mniejsze szanse na wydobycie niż prawdopodobne rezerwy. Powody przypisania mniejszego prawdopodobieństwa wydobycia Możliwe rezerwy obejmują różne interpretacje geologiczne, niepewność związaną z zapełnieniem rezerwy (związaną ze zmiennością przesiąkania w kierunku odwiertu produkcyjnego z sąsiednich obszarów) oraz prognozowane rezerwy oparte na przyszłych metodach wydobycia. Probabilistyczna, skumulowana suma potwierdzonych, prawdopodobnych i możliwych rezerw określana jest w branży jako „ 3P „(udowodniony plus prawdopodobny plus możliwy), gdzie istnieje 10% szans na dostarczenie lub przekroczenie wolumenu P10. ( tamże )

Szacunki zasobów

Szacunkowe zasoby to nieodkryte ilości lub objętości, które nie zostały jeszcze odwiercone i nie wypłynęły na powierzchnię. Zasoby niebędące rezerwatami z definicji nie muszą nadawać się do wydobycia z technicznego lub komercyjnego punktu widzenia i mogą być reprezentowane przez pojedynczą akumulację lub agregat wielu potencjalnych akumulacji, np. szacowany zasób basenu geologicznego .

Schematyczny wykres ilustrujący objętości ropy naftowej i prawdopodobieństwa. Krzywe przedstawiają kategorie olejów w ocenie. Istnieje 95% szans tj . prawdopodobieństwo (P95 i często określane w branży jako F95) co najmniej objętości V1 ropy nadającej się do wydobycia ekonomicznego i istnieje 5% szans (P05 lub F05) co najmniej objętości V2 ekonomicznie opłacalny olej.

Istnieją dwie kategorie zasobów nierezerwowych:

Zasoby warunkowe

Po dokonaniu odkrycia zasoby perspektywiczne można przeklasyfikować na zasoby warunkowe . Zasoby warunkowe to te akumulacje lub pola, które nie są jeszcze uważane za wystarczająco dojrzałe do rozwoju komercyjnego, gdzie rozwój jest uzależniony od zmiany jednego lub więcej warunków. Niepewność oszacowań ilości ropy i gazu możliwych do wydobycia jest wyrażona w rozkładzie prawdopodobieństwa i podzielona na podkategorie na podstawie dojrzałości projektu i/lub statusu ekonomicznego ( 1C , 2C , 3C , ibid. ), a ponadto mają przypisane ryzyko lub szansę istnienia w rzeczywistości (POS lub COS).

Zasoby perspektywiczne

Zasoby perspektywiczne , będąc nieodkrytymi, mają najszerszy zakres niepewności wolumenu i niosą ze sobą największe ryzyko lub szansę zaistnienia w rzeczywistości (POS lub COS). Na etapie eksploracji (przed odkryciem) są one kategoryzowane według szerokiego zakresu niepewności objętości (zwykle P90-P50-P10 ). W PRMS zakres objętości jest klasyfikowany za pomocą skrótów 1U , 2U i 3U ponownie odzwierciedlających stopnie niepewności. Firmy zwykle nie są zobowiązane do publicznego zgłaszania swoich opinii na temat potencjalnych zasobów, ale mogą to zrobić dobrowolnie.

Techniki szacowania

Całkowita szacowana ilość ( objętości ) ropy naftowej i/lub gazu zawartego w zbiorniku podpowierzchniowym nazywana jest początkowo ropą lub gazem znajdującym się na miejscu ( odpowiednio STOIIP lub GIIP ). Jednak tylko część istniejącej ropy i gazu może zostać wydobyta na powierzchnię ( możliwa do wydobycia ) i tylko ta nadająca się do wydobycia frakcja jest uważana za rezerwę lub zasób dowolnego rodzaju. Stosunek między objętościami istniejącymi i możliwymi do odzyskania jest znany jako współczynnik odzyskiwania ( RF ), który jest określany przez połączenie geologii podpowierzchniowej i technologii stosowanej do wydobycia . Przy zgłaszaniu wolumenów ropy i gazu , aby uniknąć nieporozumień, należy wyjaśnić, czy są to ilości na miejscu , czy też możliwe do wydobycia .

Odpowiednia technika szacowania zasobów zależy od dojrzałości zasobów. Istnieją trzy główne kategorie technik, które są wykorzystywane w różnych stopniach dojrzewania zasobów: analogowe (zastępcze), wolumetryczne (statyczne) i oparte na wynikach (dynamiczne), które są łączone, aby pomóc wypełnić luki w wiedzy lub danych. Do obliczania wielkości zasobów powszechnie stosuje się zarówno probabilistyczne, jak i deterministyczne metody obliczeniowe, przy czym metody deterministyczne są stosowane głównie do szacowania rezerw (niska niepewność), a metody probabilistyczne do ogólnego szacowania zasobów ( wysoka niepewność ) .

TABELA II: Techniki szacowania stosowane przy malejącej dojrzałości zasobów po prawej stronie
metoda Technika 1P 2P 3P 1C 2C 3C 1U 2U 3U
Analog YTF (produkcja bez segmentu) ☉ ☉ ☉
YTF (z produkcją segmentową) ☉ ☉ ☉
Wolumetryczny deterministyczny ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉
Modele probabilistyczne ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉
Statyczne modele zbiorników ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉
Oparte na wydajności Dynamiczna symulacja zbiornika ☉ ☉ ☉ ☉
Bilans materialny ☉ ☉
Analiza krzywej spadkowej ☉ ☉
Niekonwencjonalny zbiornik Pilot (szybkość przejściowa) ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉ ☉

Połączenie ograniczeń geologicznych, geofizycznych i inżynierii technicznej oznacza, że ​​kwantyfikację objętości przeprowadzają zazwyczaj zintegrowane zespoły techniczne i handlowe, składające się głównie z geologów i inżynierów zajmujących się badaniami podpowierzchniowymi , inżynierów zajmujących się powierzchnią i ekonomistów. Ponieważ geologii podpowierzchni nie można zbadać bezpośrednio, do oszacowania wielkości i możliwości wydobycia zasobu należy zastosować techniki pośrednie . Podczas gdy nowe technologie zwiększyły dokładność tych technik szacowania, nadal pozostają znaczne niepewności, które są wyrażane jako zakres potencjalnie możliwych do wydobycia ilości ropy i gazu przy użyciu metod probabilistycznych. Ogólnie rzecz biorąc, większość wczesnych szacunków zasobów pola naftowego lub gazowego (a nie szacunków zasobów) jest konserwatywna i ma tendencję do wzrostu z czasem . Może to wynikać z dostępności większej ilości danych i/lub lepszego dopasowania między przewidywaną a rzeczywistą wydajnością produkcji.

Odpowiednie zewnętrzne raportowanie zasobów i rezerw jest wymagane od spółek notowanych na giełdzie i jest procesem księgowym regulowanym przez ścisłe definicje i kategoryzację administrowaną przez organy regulujące rynek giełdowy i zgodne z rządowymi wymogami prawnymi. Inne organy krajowe lub branżowe mogą dobrowolnie zgłaszać zasoby i rezerwy, ale nie są zobowiązane do przestrzegania tych samych ścisłych definicji i kontroli.

Metoda analogowa (YTF).

Analogi są stosowane do potencjalnych zasobów w obszarach, w których dostępnych jest niewiele danych lub czasami nie ma ich wcale, aby informować analityków o prawdopodobnym potencjale możliwości lub segmentu gry. Techniki wyłącznie analogowe nazywane są jeszcze do znalezienia ( YTF ) i obejmują identyfikację obszarów, na których znajdują się aktywa produkcyjne, które są geologicznie podobne do tych, które są szacowane, oraz zastąpienie danych, aby pasowały do ​​tego, co wiadomo o segmencie. Segment możliwości można skalować do dowolnego poziomu w zależności od konkretnych zainteresowań analityka, czy to na poziomie globalnym, krajowym, dorzecza, domeny strukturalnej, gry, licencji czy zbiornika. YTF ma charakter koncepcyjny i jest powszechnie stosowany jako metoda określania zakresu potencjału na obszarach przygranicznych, gdzie nie ma wydobycia ropy ani gazu lub gdzie wprowadzane są nowe koncepcje zabaw z dostrzeganym potencjałem. Jednak treści analogowe można również zastąpić dowolnymi parametrami podpowierzchniowymi, w których występują luki w danych w bardziej dojrzałych rezerwach lub ustawieniach zasobów (poniżej).

Metoda wolumetryczna

Ropa i gaz Objętości można obliczyć za pomocą równania objętości:

Objętość możliwa do wydobycia = Całkowita objętość skały * Netto/brutto * Porowatość * Nasycenie ropą lub gazem * Współczynnik objętości * Współczynnik odzysku [ potrzebne źródło ]

... gdzie całkowita objętość skały opisuje całą jednostkę skalną zawierającą ropę i/lub gaz, netto/brutto pomija części interwału zbiornika niezwiązane z zbiornikiem, porowatość opisuje procent tego zbiornika netto reprezentujący efektywną przestrzeń porów (z pominięciem zbiornika matrycy), nasycenie węglowodorami opisuje, jaką część przestrzeni porów zajmuje ropa i/lub gaz (zmieszany z wodą), współczynnik objętości określa objętość ropy (i rozpuszczonego gazu) przy ciśnieniu i temperaturze złoża wymaganą do wyprodukowania jednej baryłki ropy w zbiorniku zapasowym na powierzchni, a współczynnik odzysku jest wyrażony jako stosunek objętości na miejscu do objętości odzyskiwanych. Objętości deterministyczne są obliczane, gdy pojedyncze wartości są używane jako parametry wejściowe do tego równania, które może zawierać zawartość analogową. Objętości probabilistyczne są obliczeniami, gdy rozkłady niepewności są stosowane jako dane wejściowe do wszystkich lub niektórych składników równania (patrz także Copula (teoria prawdopodobieństwa) ), które zachowują zależności między parametrami. Te metody geostatystyczne są najczęściej stosowane do zasobów perspektywicznych , które nadal muszą zostać przetestowane przez wiertło. Zasoby warunkowe charakteryzują się również metodami wolumetrycznymi z analogowymi rozkładami zawartości i niepewności przed wystąpieniem znaczącej produkcji, w których informacje o rozmieszczeniu przestrzennym można zachować w statycznym modelu zbiornika . Modele statyczne i modele przepływów dynamicznych można uzupełniać analogowymi danymi dotyczącymi wydajności złoża, aby zwiększyć pewność prognozowania wraz ze wzrostem ilości i jakości statycznych danych geologicznych i dynamicznych dotyczących wydajności złoża.

Metody oparte na wydajności

Po rozpoczęciu produkcji dane dotyczące tempa produkcji i ciśnienia umożliwiają pewien stopień przewidywania wydajności złoża, który wcześniej charakteryzował się zastępowaniem danych analogowych. Dane analogowe nadal można zastąpić oczekiwaną wydajnością zbiornika, w przypadku gdy może brakować określonych danych dynamicznych, reprezentujących „najlepszy wynik techniczny”.

Symulacja zbiornika

Główny artykuł: Symulacja zbiornika

Symulacja zbiorników to dziedzina inżynierii zbiorników , w której modele komputerowe są wykorzystywane do przewidywania przepływu płynów (zwykle ropy naftowej, wody i gazu) przez media porowate . Ilość ropy i gazu możliwych do wydobycia z konwencjonalnego złoża jest oceniana poprzez dokładne scharakteryzowanie statycznych objętości możliwych do wydobycia i dopasowanie historii do przepływu dynamicznego. Wydajność zbiornika jest ważna, ponieważ odzyskiwanie zmienia się, gdy fizyczne środowisko zbiornika dostosowuje się wraz z każdą ekstrahowaną cząsteczką; im dłużej zbiornik płynął, tym dokładniejsze przewidywanie pozostałych rezerw. Symulacje dynamiczne są powszechnie wykorzystywane przez analityków do aktualizowania wielkości rezerw, szczególnie w przypadku dużych złożonych zbiorników. Dzienną produkcję można porównać z prognozami produkcji, aby ustalić dokładność modeli symulacyjnych na podstawie rzeczywistych ilości odzyskanej ropy lub gazu. W przeciwieństwie do powyższych analogów lub metod wolumetrycznych, stopień pewności szacunków (lub zakres wyników) wzrasta wraz ze wzrostem ilości i jakości danych geologicznych, inżynierskich i dotyczących wydajności produkcji. Należy je następnie porównać z poprzednimi szacunkami, niezależnie od tego, czy pochodzą z analogowego, wolumetrycznego czy statycznego modelowania zbiorników, zanim będzie można dostosować i zaksięgować rezerwy.

Metoda bilansu materiałów

Metoda bilansu materiałów dla pola naftowego lub gazowego wykorzystuje równanie, które wiąże objętość ropy, wody i gazu, które zostały wyprodukowane ze złoża, oraz zmianę ciśnienia w zbiorniku, aby obliczyć pozostałą ropę i gaz. Zakłada się, że w miarę produkcji płynów ze złoża nastąpi zmiana ciśnienia w złożu zależna od pozostałej objętości ropy i gazu. Metoda wymaga obszernej analizy ciśnienia, objętości i temperatury oraz dokładnej historii ciśnienia w terenie. Wymaga to pewnej produkcji (zwykle 5% do 10% ostatecznego wydobycia), chyba że można wykorzystać wiarygodną historię ciśnienia z pola o podobnych właściwościach skał i płynów.

Metoda krzywej spadku produkcji

Przykład krzywej spadku produkcji dla pojedynczego odwiertu

krzywej spadkowej to ekstrapolacja znanych danych produkcyjnych w celu dopasowania do krzywej spadkowej i oszacowania przyszłej produkcji ropy i gazu. Trzy najczęstsze formy krzywych spadkowych to wykładnicza, hiperboliczna i harmoniczna. Zakłada się, że produkcja będzie spadać po w miarę gładkiej krzywej, dlatego należy uwzględnić zamykane odwierty i ograniczenia produkcyjne. Krzywą można wyrazić matematycznie lub wykreślić na wykresie, aby oszacować przyszłą produkcję. Ma tę zaletę, że (niejawnie) łączy wszystkie cechy zbiornika. Wymaga wystarczającej historii produkcji, aby ustalić statystycznie istotny trend, najlepiej wtedy, gdy produkcja nie jest ograniczana przez przepisy lub inne sztuczne warunki.

Wzrost rezerw

Doświadczenie pokazuje, że wstępne szacunki wielkości nowo odkrytych złóż ropy i gazu są zwykle zbyt niskie. W miarę upływu lat kolejne szacunki dotyczące ostatecznego odnowienia pól mają tendencję do zwiększania się. Wzrost rezerwy terminowej odnosi się do typowych wzrostów (ale zawężających się zakresów) szacowanego ostatecznego wydobycia, które występują w miarę zagospodarowania i produkcji pól naftowych i gazowych. Wiele krajów produkujących ropę naftową nie ujawnia swoich danych terenowych dotyczących inżynierii zbiorników, a zamiast tego podaje niezweryfikowane roszczenia dotyczące swoich rezerw ropy. Podejrzewa się, że liczby ujawnione przez niektóre rządy krajowe zostały zmanipulowane z powodów politycznych. Aby osiągnąć międzynarodowe cele w zakresie dekarbonizacji , Międzynarodowa Agencja Energii stwierdziła w 2021 r., że kraje nie powinny już rozszerzać eksploracji ani inwestować w projekty poszerzania rezerw, aby osiągnąć cele klimatyczne określone przez Porozumienie Paryskie .

Zbiorniki niekonwencjonalne

Główny artykuł: Złoże niekonwencjonalne (ropa i gaz).

Kategorie i techniki szacowania określone przez PRMS powyżej mają zastosowanie do konwencjonalnych zbiorników, w których akumulacja ropy i gazu jest kontrolowana przez interakcje hydrodynamiczne między wyporem ropy i gazu w wodzie a siłami kapilarnymi. Ropa naftowa lub gaz w niekonwencjonalnych złożach są znacznie ściślej związane z matrycami skalnymi niż siły kapilarne i dlatego wymagają różnych podejść zarówno do wydobycia, jak i szacowania zasobów. Niekonwencjonalne zbiorniki lub akumulacje również wymagają różnych sposobów identyfikacji i obejmują metan z pokładów węgla (CBM), gaz skoncentrowany w basenach (mała przepuszczalność), gaz zamknięty (w tym gaz łupkowy ) i olej zamknięty (w tym olej łupkowy). ), hydraty gazowe, naturalny bitum (olej o bardzo wysokiej lepkości) oraz złoża łupków naftowych (kerogen). Zbiorniki o bardzo niskiej przepuszczalności wykazują półnachylenie na wykresie logarytmicznym natężenia przepływu w funkcji czasu, które uważa się za spowodowane drenażem z powierzchni matrycy do sąsiednich pęknięć. Powszechnie uważa się, że takie zbiorniki są rozległe regionalnie i mogą być zakłócone przez granice regulacyjne lub własnościowe, z potencjałem dużych ilości ropy i gazu, które są bardzo trudne do zweryfikowania. Nieunikalne charakterystyki przepływu w złożach niekonwencjonalnych powodują, że opłacalność komercyjna zależy od technologii zastosowanej do wydobycia. Ekstrapolacje z pojedynczego punktu kontrolnego, a tym samym oszacowanie zasobów, zależą od pobliskiej produkcji analogów z dowodami opłacalności ekonomicznej. W takich okolicznościach do określenia rezerw mogą być potrzebne projekty pilotażowe. Wszelkie inne szacunki zasobów prawdopodobnie będą pochodzić wyłącznie z analogów woluminów YTF, które są spekulacyjne.

Zobacz też

Energia i zasoby:

Referencje i notatki

Notatki

Linki zewnętrzne

Pobrane z „ https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oil_and_gas_reserves_and_resource_quantification&oldid=1138538235 ”