Влияние истории добычи на методы оценки запасов нефти

Введение

Оценка запасов нефти имеет основополагающее значение для мировой энергетической промышленности, влияя на инвестиционные решения, национальную энергетическую политику и корпоративную стратегию. Точность этих оценок напрямую влияет на оценку нефтяных компаний, осуществимость проектов разведки и стабильность нефтяных рынков. Одним из наиболее важных факторов для оценки запасов является история добычи нефти, газа и воды с течением времени, а также связанные с этим данные о давлении и потоке. В этой статье рассматривается, как история добычи формирует наиболее часто используемые методы оценки запасов, степень, в которой каждый метод зависит от исторических данных, и практические последствия для оценщиков запасов, регулирующих органов и инвесторов. Понимая эти отношения, заинтересованные стороны могут лучше оценить надежность сообщенных запасов и принять более обоснованные решения в капиталоемкой отрасли.

Понимание истории производства

История добычи - это не просто общая сумма добываемых баррелей; это богатый набор данных, который фиксирует динамическое поведение резервуара. Ключевые компоненты включают ежедневные или ежемесячные показатели нефти, газа и воды; кумулятивное производство; давление на дно скважины и скважины; соотношение газов и нефти (GOR); сокращение воды; и объемы впрыска в случае улучшенного восстановления. Эти данные собираются из оборудования для учета, испытаний скважин и датчиков скважин, и они обычно агрегируются и проверяются качеством инженерами резервуара. Полнота и точность этой истории имеют первостепенное значение - недостающие или ошибочные данные могут привести к ошибочным интерпретациям и неправильно распределенному капиталу.

Надежная история производства позволяет инженерам выявлять тенденции снижения, обнаруживать граничные эффекты резервуара, распознавать наступление водяного или газового конуса и калибровать имитационные модели. Без достаточной истории оценки должны полагаться на аналоговые поля или теоретические модели, которые вносят значительную неопределенность. В зрелых полях с десятилетиями данных история производства становится единственным наиболее ценным источником информации для оценки запасов. И наоборот, в новых полях или с редкими данными история производства менее полезна, а другие методы, такие как объемная оценка, играют большую роль.

Методы оценки запасов нефти

Методы оценки запасов делятся на две широкие категории: детерминированные и вероятностные. Выбор метода зависит от объема и качества имеющихся данных, стадии разработки месторождения и нормативной базы. История производства влияет на каждый метод по-разному, как подробно описано ниже.

Объемный метод

Объемный метод оценивает запасы на основе физического объема породы резервуара, ее пористости, насыщенности жидкостью и факторов объема образования. Для этого требуются геологические и нефтефизические данные, такие как карты, анализ ядра и журналы скважин. История добычи играет минимальную прямую роль в этом методе; это в первую очередь статический расчет, сделанный на ранней стадии жизни месторождения до значительного производства. Однако история добычи может косвенно улучшить объемные оценки, помогая совершенствовать исходный объем пор углеводородов через принципы баланса материала. Кроме того, история производства может использоваться для калибровки первоначального объема пор углеводородов через принципы баланса материала. Кроме того, история производства показывает эффективность приводного механизма, который влияет на коэффициент извлечения - ключевой множитель в объемном уравнении. Без истории производства факторы извлечения часто предполагаются из аналогов, которые могут вводить большие ошибки. Поэтому, хотя объемный метод часто описывается как независимый от истории производства, на практике надежная история повышает надежность используемого коэффициента извлечения.

Анализ кривой упадка

Анализ кривой упадка (DCA) является, пожалуй, самым прямым применением истории производства. Он включает в себя подгонку математической функции - обычно гиперболической, экспоненциальной или гармонической модели снижения Arps - к историческим темпам производства, а затем экстраполяцию кривой до экономического предела для оценки оставшихся запасов. Точность DCA критически зависит от длины, согласованности и репрезентативности истории производства. Точность DCA, которая производилась в течение нескольких лет в стабильных условиях эксплуатации, даст более надежный прогноз, чем скважина, которая имела частые затворы или изменения в размере удушья. Инженеры также должны учитывать изменения режима потока, такие как переход от бесконечного действия к потоку с преобладанием границ, которые изменяют показатель снижения. В нетрадиционных резервуарах DCA очень чувствителен к выбранной модели снижения и интерпретации данных раннего времени и позднего времени. История производства не только предоставляет данные для соответствия кривой, но и помогает идентифицировать выбросы данных, операционные события и необходимость скорректированных моделей. Многие регулирующие органы, такие как Комиссия по ценным бумагам и биржам США (SEC) и Общество инженеров-нефтяников (SPE

Метод материального баланса

Метод материального баланса использует принцип сохранения массы, чтобы соотнести объемы производимых жидкостей с изменениями давления в резервуаре и расширением оставшихся жидкостей и пород. Он требует истории производства (накопительной нефти, газа и воды) наряду с данными о давлении из периодических обзоров резервуаров. Метод особенно мощный, потому что он не предполагает конкретного механизма привода; вместо этого он раскрывает доминирующий механизм привода из самих данных. История производства является неотъемлемой частью этого метода, потому что кумулятивные условия производства появляются непосредственно в уравнении баланса материала. Кроме того, история давления - часто измеряемая в закрытых скважинах или через датчики скважин - должна быть синхронизирована с историей производства. Неточности в распределении производства, измерении давления или предполагаемых свойствах жидкости могут привести к большим ошибкам. Метод Havlena-Odeh - это общий графический подход, который использует историю производства и давления для решения исходных данных о нефти и прочности водоносного горизонта. Поскольку баланс материала полагается на данные о скорости накопления, длинные и надежные истории производства значительно снижают неопределенность. Однако метод может быть сложным в высокоразнородных резервуарах или когда несколько скважин истощают один и тот

Моделирование водохранилища

Моделирование водохранилища включает геологические, нефтефизические и жидкие данные в численную структуру, которая может прогнозировать производительность при различных сценариях развития. История производства используется в процессе, называемом , где инженеры корректируют параметры модели — такие как прогнозируемые данные о производстве и давлении, соответствующие исторической записи. Соответствие истории может быть ручным или с помощью алгоритмов оптимизации. Качество сопоставления истории напрямую зависит от длины и разнообразия истории производства: поля с длинными историями, охватывающими несколько режимов потока, обеспечивают более сильные ограничения на модель. Без достаточной истории производства модель моделирования может быть неуникальной — множество различных наборов параметров может соответствовать ограниченным данным, что приводит к расходящимся прогнозам. Моделирование водохранилища является наиболее интенсивным методом данных и наиболее зависимым от истории производства, но оно также предлагает наибольшее понимание поведения резервуара, включая эффекты бурения налива, улучшенной нефтеотдачи (EOR) и ограничения объекта. В современной практике моделируемые модели постоянно обновляются новыми данными о добыче, процесс, известный как управление резервуаром замкнутого цикла .