zasoby

1

OBLICZANIE ZASOBÓW ROPY NAFTOWEJ I GAZU

ZIEMNEGO

Prof. AGH dr hab. inŜ. Ludwik Zawisza

2

SPIS TREŚCI

• Wstęp• Regulacje prawne• Charakterystyka skał zbiornikowych• Charakterystyka płynów złoŜowych• Identyfikacja modelu geologicznego złoŜa• Klasyfikacja złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego• Identyfikacja systemu energetycznego złoŜa• Obliczanie zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego

3

REGULACJE PRAWNE

Dokumentacje geologiczne

W celu oszacowania zasobów danej kopaliny sporządza się dokumentację geologiczną złoŜa.

Dokumentacja geologiczna złó Ŝ kopalin (w tym złóŜ gazu ziemnego, ropy naftowej oraz jej naturalnych pochodnych i metanu z węgla kamiennego) powinna być wykonana, pod względem formalnym, zgodnie z ustawą Prawo Geologiczne i Górnicze z dnia 4 lutego 1994 r. (Dz.U. 1994 nr 27, poz. 96 z późniejszymi zmianami) oraz Rozporządzeniem Ministra Środowiska z dnia 6 lipca 2005 r. w sprawie szczegółowych wymagań, jakim powinny odpowiadać dokumentacje geologiczne złóŜ kopalin.

4

REGULACJE PRAWNE

ROZPORZĄDZENIE MINISTRA ŚRODOWISKA z dnia 6 lipca 2005 r. w sprawie szczegółowych wymaga ń, jakim powinny

odpowiada ć dokumentacje geologiczne złó Ŝ kopalin (Dz. U. Nr 136, poz. 1151 z dnia 25 lipca 2005 r.)

Rozdział 1 Przepisy ogólne

§ 1. 1. Dokumentację geologiczną złoŜa kopaliny naleŜy sporządzić dla złoŜa w jego naturalnych granicach lub wydzielonej jego części, jeŜeli przewidywana eksploatacja wydzielonej części nie zagraŜa prawidłowemu wykorzystaniu złoŜa.

2. W przypadku dokumentowania części złoŜa, dla którego jest wykonana dokumentacja geologiczna, naleŜy sporządzić nową dokumentację dla części złoŜa przewidzianej do zagospodarowania, z pozostawieniem nazwy złoŜa uzupełnionej cyfrą arabską; dla pozostałej części naleŜy sporządzić rozliczenie zasobów złoŜa w formie dodatku do dokumentacji geologicznej na koszt podmiotu, który wykonał nową dokumentację.

5

REGULACJE PRAWNE

§ 2. Dokumentację geologiczną złoŜa kopaliny naleŜy sporządzić zgodnie z kategoriami rozpoznania, o których mowa w § 4 i 5.

§ 3.1. Dokumentację geologiczną złoŜa kopaliny naleŜy sporządzić z podziałem na część tekstową, graficzną i tabelaryczną, niezaleŜnie od kategorii rozpoznania złoŜa, z zastrzeŜeniem § 7.

2. W dokumentacji geologicznej złoŜa kopaliny, mającej stanowić podstawę do ubiegania się koncesję na wydobywanie kopaliny ze złoŜa, naleŜy przedstawić dane niezbędne do sporządzenia projektu zagospodarowania złoŜa.

3. Część tekstowa dokumentacji geologicznej zło Ŝa kopaliny powinna zawiera ć: 1) kartę tytułową dokumentacji geologicznej złoŜa, zestawienie zasobów

geologicznych złoŜa według kategorii rozpoznania, kartę informacyjną złoŜa oraz kartę informacyjną dokumentacji, których wzory określają:

a) dla kopalin stałych – załączniki nr 1, 2, 5-7 do rozporządzenia, b) dla metanu z węgla kamiennego – załączniki nr 1, 4, 6-8 o rozporządzenia, c) dla gazu ziemnego, ropy naftowej oraz jej naturalnych pochodnych – załączniki 1,

3, 6-8 do rozporządzenia,

2) spis rozdziałów,

6

REGULACJE PRAWNE

3) część opisową z podziałem na następujące rozdziały: a) wstęp, b) połoŜenie administracyjne złoŜa, charakterystyka geograficzna połoŜenia złoŜa (połoŜenie

złoŜa, zagospodarowanie terenu, waloryzacja środowiska, stan zagospodarowania złoŜa i jego otoczenia),

c) warunki geologiczne występowania złoŜa (połoŜenie geologiczne złoŜa, stratygrafia, tektonika),

d) opis stanu rozpoznania złoŜa, e) charakterystyka geologiczna złoŜa, w złoŜach złóŜ gazu ziemnego, ropy naftowej oraz jej

naturalnych pochodnych, równieŜ charakterystyka ich własności zbiornikowych, a w złoŜach metanu z węgla kamiennego charakterystyka metanonośności węgla i serii węglonośnej,

f) charakterystyka rodzaju i jakości kopaliny głównej oraz kopalin towarzyszących , własności technologiczne kopalin,

g) warunki geologiczno - górnicze eksploatacji, w szczególności geologiczno-inŜynierskie, hydrogeologiczne, gazowe, geotermalne,

h) warunki ochrony środowiska, ochrony złoŜa, rekultywacji (omówienie stanu środowiska i jego ochrony, przedstawienie danych w zakresie budowy złoŜa, warunków jego występowania, jakości kopaliny i własności skał otaczających niezbędnych dla oceny wpływu na środowisko, własności rekultywacyjnych skał płonnych, wymagań dotyczących ochrony złoŜa),

i) zasoby złoŜa kopaliny głównej i kopalin towarzyszących, kryteria bilansowości złoŜa, sposób określenia granic złoŜa z uzasadnieniem wyboru metod obliczenia zasobów złoŜa, klasyfikacja zasobów złoŜa z uwagi na stopień rozpoznania, analiza dokładności rozpoznania złoŜa,

j) spis literatury i materiałów archiwalnych, wykorzystanych do opracowania dokumentacji;

7

REGULACJE PRAWNE

4) załączniki obejmujące: a) omówienie historii badań i eksploatacji złoŜa, b) omówienie wykonanych prac geologicznych i badań specjalistycznych, c) wyniki badań specjalistycznych, d) kopie lub uwierzytelnione odpisy dokumentów, których treść ma istotne

znaczenie dla opracowanej dokumentacjie) dowód istnienia prawa do wykorzystania informacji geologicznej, na podstawie

której sporządzono dokumentację. .

4. Przepisu ust. 3 pkt 4 lit. e nie stosuje si ę do rozliczania zasobów zło Ŝa w razie zaniechania lub zako ńczenia eksploatacji, o której mowa w § 6 ust. 3.

8

REGULACJE PRAWNE

5. Część graficzn ą dokumentacji geologicznej zło Ŝa kopaliny stanowi ą mapy i przekroje, a w szczególno ści:

1) mapa lokalizacji złoŜa sporządzona na mapie topograficznej, w zaleŜności od wielkości złoŜa, w skali od 1: 10 000 do 1:50 000,

2) mapa sytuacyjno-wysokościowa sporządzona w skali umoŜliwiającej szczegółowe przedstawienie dokumentowanego obszaru złoŜa,

3) mapa geologiczno-gospodarcza rejonu występowania złoŜa przedstawiająca składniki środowiska podlegające ochronie, sporządzona w skali 1:50 000 lub 1:25 000, dostosowanej do wielkości złoŜa z podaniem połoŜenia złoŜa,

4) mapy ilustrujące budowę złoŜa niezbędne do scharakteryzowania jego formy, sposobu ułoŜenia, zmienności budowy i jakości kopaliny,

5) mapy obliczenia zasobów złoŜa, 6) mapy i przekroje geologiczne a w zaleŜności od potrzeb - równieŜ

hydrogeologiczne, geologiczno - inŜynierskie, gazonośności i geotermiczne,7) profile geologiczne wyrobisk rozpoznawczych i wybranych wyrobisk górniczych

w przypadku czynnych zakładów górniczych.

9

REGULACJE PRAWNE

6. Część tabelaryczn ą dokumentacji geologicznej zło Ŝa kopaliny stanowi ą w szczególno ści:

1) wyniki obliczeń statystycznych lub geostatystycznych - w zaleŜności od potrzeb,

2) wyniki badań rodzaju i jakości kopaliny, wraz z obliczeniami średnich parametrów dla złoŜa,

3) obliczenia zasobów kopaliny w poszczególnych częściach złoŜa lub blokach obliczeniowych,

4) zbiorcze zestawienie zasobów złoŜa.

7. Oznaczenia i symbole na zał ącznikach stanowi ących cz ęść graficzn ą dokumentacji powinny by ć zgodne z wymogami Polskich Norm – Mapy Górnicze: ………….

10

REGULACJE PRAWNE

Rozdział 2 Szczegółowe wymagania, jakim powinny odpowiada ć dokumentacje

geologiczne złó Ŝ kopalin

§ 5. 1. W dokumentacjach geologicznych złóŜ gazu ziemnego, ropy naftowej oraz jej naturalnych pochodnych i metanu z węgla kamiennego stosuje się kategorie rozpoznania złoŜa: C, B i A.

2. Rozpoznanie złoŜa lub jego części w poszczególnych kategoriach powinno spełniać następujące wymagania:

1) w kategorii C - granice złoŜa określa się na podstawie wyników badań geofizycznych i interpretacji geologicznej, a uzyskane dane umoŜliwiają projektowanie prac niezbędnych do dalszego rozpoznania złoŜa lub jego zagospodarowania, po uzyskaniu co najmniej z jednego otworu przypływu kopaliny w ilości posiadającej znaczenie gospodarcze; błąd oszacowania średnich parametrów złoŜa i zasobów nie moŜe przekraczać 40%;

2) w kategorii B - zbadana budowa geologiczna złoŜa pozwala na jednoznaczne określenie jego granic oraz parametrów zbiornikowych warstw roponośnych i gazonośnych i ich zmienności; błąd oszacowania średnich parametrów złoŜa i zasobów nie moŜe przekraczać 30%,

3) w kategorii A - ustala się dane określone dla kategorii B z uwzględnieniem wyników uzyskanych z eksploatacji; błąd oszacowania średnich parametrów złoŜa i zasobów nie moŜe przekraczać 15%.

11

REGULACJE PRAWNE

ROZPORZĄDZENIE MINISTRA ŚRODOWISKAz dnia 20 czerwca 2005 r. zmieniaj ące rozporz ądzenie w sprawie kryteriów

bilansowo ści złó Ŝ kopalin (Dz. U. Nr 116, poz. 978 z dnia 29 czerwca 2006)

12

REGULACJE PRAWNE

13

SYSTEM NAFTOWY

Warunki wyst ępowania złó Ŝ ropy naftowej i gazu ziemnego w obr ębie basenu naftowego

Występowanie złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego w obrębie basenunaftowego uwarunkowane jest istnieniem w jego obrębie:

1. Skał macierzystych,

2. Warunków generowania węglowodorów ze skał macierzystych,

3. Skał zbiornikowych oraz skał uszczelniających,

4. Migracji pierwotnej,

5. Migracji wtórnej,

6. Pułapki.

14

SYSTEM NAFTOWY

15

SYSTEM NAFTOWY

Organiczna teoria pochodzenia w ęglowodorów

– Tworzenie się węglowodorów jest częścią naturalnych procesów sedymentacyjnych,

– Substancja organiczna jest wyjściowym materiałem ropotwórczym,– Ropa naftowa powstaje w środowisku redukcyjnym (beztlenowym),

– Organizmy roślinne i zwierzęce tworzą w procesie metabolizmu związki węglowodorowe, w wyniku ich koncentracji powstaje ropa naftowa,

– Większa część ropy naftowej tworzyła się we wczesnym stadium rozwoju skały osadowej, a nie w późniejszym po jej petryfikacji. Węglowodory naftowe stwierdzono np we współczesnych iłach i mułach Zatoki Meksykańskiej.

– Źródłami energii warunkującej przemianę materii organicznej w węglowodory są w kolejności:

• bakterie

• temperatura i ciśnienie• rozpad promieniotwórczy powodujący napromieniowanie materiału

organicznego

16

SKAŁY MACIERZYSTE

Skały macierzysteSkały zawierające substancję organiczną, które posiadają zdolność do generowania i ekspulsji odpowiednio duŜej ilości węglowodorów do formowania akumulacji ropy naftowej i gazu ziemnego są nazywane skałami macierzystymi.

RozróŜnia się skały macierzyste potencjalne i efektywne.

Skałą macierzystą potencjalną nazywa się taką skałę, w której substancja organiczna nie osiągnęła poziomu dojrzałości do generowania węglowodorów w warunkach naturalnych, w których się znajdowała, lecz moŜe generować znaczące ilości węglowodorów podczas jej nagrzewania w laboratorium lub w procesie pogrąŜania w głąb Ziemi.

Natomiast skałą macierzystą efektywną nazywa się skałę, która posiadała lub w obecnych warunkach posiada zdolność do generowania i ekspulsji węglowodorów. Efektywne skały macierzyste mogą być aktywne (jeśli w aktualnych warunkach naturalnych generują i wydalają do zbiorników naturalnych węglowodory), i nieaktywne (zdolne w przeszłości do generowania węglowodorów, lecz w obecnych warunkach nie ujawniające tego procesu ze względu na ich ochłodzeniawynikające np. z uniesienie skał lub denudacji regionu.

17

SKAŁY MACIERZYSTE

Ciemne łupki bitumiczne (typowa skała macierzysta) zawierające >1% węgla organicznego. Skały te są skałami macierzystymi dla złóŜ występujących na Morzu Północnym (Anglia).

18

CHARAKTERYSTYKA SKAŁ ZBIORNIKOWYCH

Skały zbiornikoweSkała zbiornikowa – skała, której naturalne właściwości (porowatość, szczelinowatość, kawernistość, własności sorpcyjne) umoŜliwiają gromadzenie się w niej wody, ropy naftowej lub gazu ziemnego i oddawanie ich w czasie eksploatacji.

Zasadniczym celem charakterystyki zbiornikowej badanego obiektu geologicznego (złoŜa) jest opis i konstrukcja modelu geologicznego i numerycznego tego obiektu poprzez określenie jego geometrii, ciągłości i budowy wewnętrznej (miąŜszości, anizotropowości, własności filtracyjnych).

Zrozumienie natury złoŜa i charakterystyki skał zbiornikowych wymaga zgromadzenia w sposób kompleksowy duŜej ilości informacji, pochodzących z wielu źródeł. Niezbędne dane uzyskiwane są z analiz laboratoryjnych rdzeni wiertniczych i płynów złoŜowych oraz z pomiarów geofizycznych.

Wszystkie te dane wykorzystywane są następnie do konstrukcji wszelkiego rodzaju map: strukturalnych, izopachytowych, parametrów zbiornikowych skał oraz przekrojów geologiczno-złoŜowych.

19


Typy skał zbiornikowych

Prosta klasyfikacja skał zbiornikowych, opierająca się na pochodzeniu skał, dzieli wszystkie skały zbiornikowe na (Levorsen A.I., 1972):

1. okruchowe (klastyczne),

2. chemiczne lub biochemiczne,

3. złoŜone

20


Typy skał zbiornikowych (c.d.)

Skały zbiornikowe, ze względu na ich charakterystykę petrofizyczną, moŜna podzielić na następujące typy (Levorsen A.I., 1972):

1. skały zbiornikowe piaskowcowe,

2. skały zbiornikowe węglanowe,

3. skały zbiornikowe słabo przepuszczalne (tight-sand reservoir),

4. skały zbiornikowe szczelinowe.

21


Typy skał zbiornikowych (c.d.)

Około 60% zasobów ropy i gazu w świecie znajduje się w skałach zbiornikowych piaskowcowych. Gdyby z tej statystyki wyłączyć występujące w utworach węglanowych złoŜa na Bliskim Wschodzie, wówczas liczba złóŜ występujących w utworach piaskowcowych wynosiłaby 80%.

Około 1/3 światowych zasobów ropy i gazu występuje w utworach węglanowych.

Podrzędne ilości ropy i gazu występują w spękanych i szczelinowatych łupkach (Kentucky – USA), w skałach ewaporatowych (Cotton Valley – złoŜe gazu, PineIsland Field w Louisianie – złoŜe ropy) oraz w skałach magmowych i metamorficznych (serpentynity w płd. Teksasie – złoŜe ropy i gazu).

22


Wychodnie piaskowców triasowych (południowa Anglia) stanowiących skałę zbiornikową dla złóŜ występujących na Morzu Północnym.

23


Wychodnie piaskowców jurajskich (płd. Anglia) stanowiących skałę zbiornikową dla złóŜ występujących na Morzu Północnym.

24


Wychodnie dolomitów dewońskich (Góry Skaliste) stanowiących doskonałą skałę zbiornikową dla złóŜ ropy i gazu

25


Dolomity o „porowatości kawernistej”. Doskonała skała zbiornikowa dla złóŜ ropy i gazu

26


Wapienie organogeniczne. Doskonała skała zbiornikowa dla złóŜ ropy i gazu

27


Własno ści fizyczne skał zbiornikowych

Skały, które mają zdolność gromadzenia, przewodzenia i oddawania płynów złoŜowych, określa się mianem skał zbiornikowych.

Skała zbiornikowa – skała, której naturalne właściwości (porowatość, szczelinowatość, kawernistość, własności sorpcyjne) umoŜliwiają nagromadzenie w niej ropy naftowej lub gazu ziemnego.

Zdolność przewodzenia płynów złoŜowych mają skały, w których pory, szczeliny, kawerny, kanały itp. tworzą system przewodów i kanalików o odpowiednich wymiarach umoŜliwiających przepływ płynów w wyniku róŜnic ciśnienia hydrostatycznego.

28


Własno ści fizyczne skał zbiornikowych (c.d.)

Do podstawowych cech skał, kształtujących warunki występowania płynów złoŜowych, naleŜy zaliczyć: porowatość, szczelinowatość, krasowatość, strukturę i teksturę oraz skład granulometryczny. Pod ich wpływem skały nabierają róŜnych własności zbiornikowych i filtracyjnych, takich jak:

– porowatość całkowita, – porowatość efektywna, – porowatość matrycowa, – porowatość szczelinowa, – porowatość podwójna, – ściśliwość skał, – przepuszczalność absolutna, – zwilŜalność, ciśnienie kapilarne,– nasycenie wodą związaną i wodą ruchomą oraz węglowodorami, – przepuszczalności względne oraz przepuszczalności fazowe dla wody, ropy

i gazu,

29

CHARAKTERYSTYKA SKAŁ USZCZELNIAJ ĄCYCH

Skały uszczelniaj ące

Skały uszczelniaj ące spełniają podstawową rolę w zaistnieniu pułapki, a tym samym złoŜa. Ich podstawowymi cechami są: nieprzepuszczalność i plastyczność.Nieprzepuszczalność określona jest głównie przez ciśnienie porowe, które zawsze w nich jest większe niŜ w sąsiednich skałach zbiornikowych.

Głównymi grupami skał spełniających dobrze funkcję skał uszczelniających są:– iły i łupki ilaste,– mułowce,– ewaporaty.

30

CHARAKTERYSTYKA SKAŁ USZCZELNIAJ ĄCYCH

Skały uszczelniaj ące

31


32


Obliczanie parametrów zbiornikowych skał

A. Badania laboratoryjne

B. Określanie parametrów zbiornikowych skał w oparciu o pomiary geofizyczne

33


34

WODY ZŁOśOWE

Wody basenów naftowych

Woda towarzyszy ropie naftowej i gazom ziemnym od ich zaistnienia w skałach, aŜ do jej separacji po wydobyciu ze złoŜa. Jest czynnikiem wpływającym na warunki generowania węglowodorów, bierze aktywny udział w ich migracji, a końcu pomaga lub przeszkadza w eksploatacji. Woda wypełnia większość przestrzeni w skałach nie zajętych przez substancję stałą (pory, szczeliny, kawerny itd.), a przepływając przez skały odpowiednio do warunków na nie oddziaływuje: rozpuszczając je, przez co powiększa przestrzeń porową i zmienia swój skład, wytrąca rozpuszczone substancje mineralne, przez co zmniejsza pory skał, bądź teŜ powoduje przemiany minerałów budujących skały.

35

WODY ZŁOśOWE

Własno ści fizyczne i organoleptyczne wód podziemnych

Woda moŜe istnieć w warunkach naturalnych w trzech stanach skupienia: stałym, ciekłym i gazowym. Do jej podstawowych cech fizycznych naleŜy:

• ściśliwość, • cięŜar właściwy, • lepkość, • przewodnictwo elektryczne, • temperatura, • mętność,• przeźroczystość,• barwa, • zapach, • smak.

36

WODY ZŁOśOWE

Klasyfikacja wód podziemnych

Istnieje kilkadziesiąt klasyfikacji wód podziemnych opartych na róŜnych kryteriach, z czego ponad 30 dzieli wody według ich składu chemicznego. W geologii naftowej najczęściej wykorzystywanymi są klasyfikacje: – genetyczna, – według stosunku do skały zbiornikowej, – według stosunku do złoŜa ropy naftowej lub gazu ziemnego oraz – według składu chemicznego C. Palmera oraz W.A. Sulina.

37

WODY ZŁOśOWE

Klasyfikacja wód podziemnych (c.d.)

Klasyfikacja genetyczna dzieli wody podziemne na:– juwenilne nazywane teŜ magmowymi – pochodzą ze skroplenia pary

wodnej wydzielającej się ze stygnącej magmy,– infiltracyjne – pochodzące z opadów atmosferycznych oraz cieków i

zbiorników powierzchniowych wsiąkających w skały,– sedymentacyjne nazywane równieŜ reliktowymi lub kopalnymi

pochodzące ze zbiorników, w których osadzały się skały,– kondensatowe – ze skraplania pary wodnej,– mieszane.

38

WODY ZŁOśOWE

Klasyfikacja wód podziemnych (c.d.)

Ze względu na stosunek wody do skały zbiornikowej wydziela się:I/ wodę wolną, którą dzieli się na: grawitacyjną, kapilarną i sorpcyjną -

zamkniętą;II/ wodę związaną, dzieloną na:• związaną chemicznie - wewnątrz ziaren mineralnych: krystalizacyjna,

konstytucyjna i zeolitowa;• związaną fizycznie z powierzchnią ziaren mineralnych: związana silnie,

związana słabo i stykowa

39

WODY ZŁOśOWE

Klasyfikacja wód zło Ŝowych według przestrzennego stosunku wody do zło Ŝa ropy naftowej lub gazu ziemnego

40

WODY ZŁOśOWE

Przemysłowa klasyfikacja wód strefy złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego:1 – gruntowa, 2 – wewnatrzzłoŜowa, 3 – podścielająca, 4 – okalająca (pozakonturowa),

5 – górna, 6 – dolna, 7 – brzeŜna górna, 8 – tektoniczna, 9 – technogeniczna (zrzutowa).

41

WODY ZŁOśOWE

42

ROPA NAFTOWA I GAZ ZIEMNY

1) Przy: ciśnieniu p = 0,1 MPa i temperaturze t = 15 C

0,965 - 2,00,85 - 2,0substancje półstałe i stałe3. Bitumy naturalne

0,8 - 0,970,7 - 0,9ciekłyciekły2. Ropy naftowe

Rozpuszczają się w ropie i w wodzie, sąadsorbowane przez substancję mineralnąskał

W określonej temperaturze i pod określonymciśnieniem hydraty przechodzą w gaz i wodę

0,0007

hydraty rozkładająsię

0,85

0,25

0,8 - 1,2

występująw postaci

rozpuszczonej

gazowy

gazowy

ciekły

gazowy

stały

gazowy

1. Gazywęglowodorowe:

• wolne

• w hydratach

• w kondensatach

w warunkachstandardowych1)

w złoŜachw warunkachstandardowych1)

w złoŜach

UwagiGęsto ść [g/cm 3]Stan skupieniaNazwa

Ogólny podział i charakterystyka surowców naftowych (wg M.K. Kalinko, 1987)

43

IDENTYFIKACJA MODELU ZŁO śA

ZłoŜe

Istnieje kilka definicji złoŜa z których najwaŜniejsze to:� definicja geologiczna: ZłoŜem ropy naftowej, gazu ziemnego lub innych

naftydów nazywa się pojedyncze, proste i naturalne ich nagromadzenie.

� definicja prawna (Ustawa z dnia 4 lutego 1994 r., „Prawo geologiczne i górnicze”, Dz.U. Nr 27, poz. 96, Art. 6, ust. 1): ZłoŜem kopaliny jest takie naturalne nagromadzenie minerałów i skał oraz innych substancji stałych, gazowych i ciekłych, których wydobywanie moŜe przynieść korzyść gospodarczą”.

� definicja KZK („Zasady Dokumentowania .. ”): ZłoŜe ropy naftowej lub gazu ziemnego – naturalne nagromadzenie tych kopalin w skałach zbiornikowych, w lokalnej strukturze geologicznej, które mogą być przedmiotem eksploatacji; w zaleŜności od składu kopaliny i parametrów termodynamicznych wyróŜnia się odpowiednio złoŜa: ropy naftowej, ropy naftowej z czapą gazową, gazowo-kondensatowe, gazowe.

44


ZłoŜe (c.d.)

Polem gazowym, ropnym lub ropno gazowym nazywa się obszar występowania złóŜ ropy naftowej lub/i gazu ziemnego w róŜnych poziomach lub miejscach jednej struktury geologicznej.

Stwierdzenie pułapki stwarza potencjaln ą moŜliwo ść odkrycia zło Ŝa, lecz dopiero pułapka o stwierdzonym wypełnieniu gazem, ropą lub gazem i rop ą otrzymuje nazw ę złoŜa.

45


ZłoŜe (c.d.)Istotną cechą złóŜ ropy naftowe i gazu ziemnego jest obecność w nich ruchliwych płynów złoŜowych: gazu, ropy i wody.

KaŜdy z występujących w złoŜu płynów charakteryzuje się wyjątkową zmiennością cech fizycznych i chemicznych. Własności fizyczne i chemiczne, a takŜe względne nasycenie płynami skał zbiornikowych, stanowią składowe wszystkich problemów związanych z migracją i akumulacją ropy naftowej i gazu ziemnego w złoŜu, a takŜe efektywnym wydobyciem ropy i gazu ze złoŜa.W złoŜach ropno-gazowych występuje:

– strefa gazowa zwana czapą gazową,– strefa ropna,– strefa wodna.

W złoŜach gazowych lub ropnych występują tylko strefy gazowa lub ropna oraz wodna.

46


Strefy złoŜa ropno gazowego

47


ZłoŜe (c.d.)

ZłoŜe charakteryzuje się:– wysokością strefy gazowej będącej odległością kontaktu ropa-gaz

(woda-gaz) do szczytu pułapki,– wysokością strefy ropnej będącej odległością kontaktu ropa -woda,

a kontaktem ropa-gaz lub szczytem pułapki.– wysokością , stanowiąca odległość od kontaktu ropa-woda (gaz-

woda) do szczytu pułapki.

48


ZłoŜe (c.d.)

Forma złoŜa ropy naftowej lub gazu ziemnego – geometryczne ukształtowanie pułapki złoŜowej, to jest przestrzeni zajętej przez skały zbiornikowe, która zawiera złoŜe ropy naftowej lub gazu ziemnego.

Typy złoŜa ropy naftowej lub gazu ziemnego – główne cechy budowy złoŜa uwarunkowane geometrią i litologią ropo – lub gazonośnych skał zbiornikowych i skał izolujących (uszczelniających) oraz połoŜeniem powierzchni rozdziału ropy lub gazu ziemnego i wody; w zaleŜności od połoŜenia tej powierzchni wyróŜnia się typy: warstwowy gdy woda występuje wokół złoŜa (woda okalająca) oraz typ masywowy gdy woda występuje pod złoŜem (woda podścielająca).

49

KLASYFIKACJA ZŁÓ ś ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO

Klasyfikacja złó Ŝ

Klasyfikacja złóŜ posiada charakter złoŜony, gdyŜ wymaga uwzględnienia wielu problemów, niekiedy niezupełnie jeszcze rozwiązanych. Najczęściej przyjmowanymi kryteriami klasyfikacyjnymi złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego są: genetyczne i morfologiczne cechy pułapek, typ zbiornika naturalnego, stopień wypełnienia pułapek węglowodorami, stan fazowy węglowodorów, wzajemny stosunek płynów złoŜowych, wielkość zasobów, powierzchnia, wydajność, ciśnienie i inne.

50


Klasyfikacja wg formy i typu zbiornika naturalnego (J.O. Brod, N.A. Jeremienko, 1957):

I/ złoŜa warstwowe:A/ warstwowe antyklinalne (siodłowe);B/ warstwowe ekranowane:

1. ekranowane tektonicznie,2. ekranowane stratygraficznie,3. ekranowane litologicznie;

51


II/ złoŜa masywowe:A/ masywowe w wyniosłościach:

1. strukturalnych,2. erozyjnych,3. biogenicznych;

B/ w zbiornikach naturalnych:1. jednorodnych,2. niejednorodnych;

III/ złoŜa ograniczone litologicznie ze wszystkich stron źle przepuszczalnymi skałami lub wodą:

1. złoŜa ograniczone nieprzepuszczalnymi skałami,2. złoŜa ograniczone wodą,3. złoŜa o nieregularnym kształcie ograniczone skałami

uszczelniającymi i wodą.

52


53


54


55


56


57


58


59


60


61

IDENTYFIKACJA SYSTEMU ENERGETYCZNEGO ZŁO śA

Parametry zło Ŝowe

WaŜnymi cechami złoŜa są ciśnienie i temperatura.

Ciśnienie w górotworze wywołane cięŜarem skał nadkładu nosi nazwę ciśnienia geostatycznego, natomiast ciśnienie wywołane cięŜarem słupa płynów złoŜowych (wody) nazywa się ciśnieniem hydrostatycznym.

Gradient ciśnienia hydrostatycznego wynosi 0,1 at/m (0,01MPa/m).

Gradient ciśnienia geostatycznego wynosi 0,23 at/m (0,023MPa/m).

62


Parametry zło Ŝowe (c.d.)

Znaczną część nacisku słupa skał nadkładu przejmuje na siebie szkielet mineralny. Dlatego ciśnienie złoŜowe najczęściej jest zbliŜone do ciśnienia hydrostatycznego.

Ciśnienie płynów złoŜowych niŜsze od ciśnienia hydrostatycznego oraz przewyŜszające ciśnienie hydrostatyczne noszą nazwę ciśnień anomalnych.Dla praktyki wiertniczej i złoŜowej istotne jest określanie zmian gradientu ciśnienia tj. przyrostu ciśnienia na jednostkę głębokości.

RozróŜnia się dwa rodzaje ciśnień anomalnych:– anomalnie wysokie ciśnienie złoŜowe (tj. wyŜsze od ciśnienia

hydrostatycznego),– anomalnie niskie ciśnienie złoŜowe (tj. niŜsze od ciśnienia

hydrostatycznego).

63


64


65


66


67


68


69


70


Klasyfikacja złó Ŝ węglowodorów

Układy węglowodorowe występujące jako naturalne złoŜa kopalin mogą znajdować się w róŜnych warunkach równowagowych. W szczególności rozróŜnia się cztery typy złóŜ na:

– ropne, – gazowe, – gazowo-kondensatowe– ropne z czapą gazową

Układy te mogą znajdować się w złoŜu jako systemy jedno- i dwufazowe. W układzie jednofazowym występują zawsze złoŜa gazowe, złoŜa gazowo-kondensatowe oraz ropne występują jako jednofazowe powyŜej krzywej nasycenia

71


Klasyfikacja złó Ŝ węglowodorów (c.d.)

Typ złoŜa musi być określony w początkowej fazie eksploatacji złoŜa. Jest on decydującym czynnikiem wpływającym na zasadnicze decyzje związane z eksploatacją i rozwiercaniem złoŜa. Metody poboru próbki płynu złoŜowego, typ wyposaŜenia wgłębnego i napowierzchniowego , obliczenia odnośnie zasobów geologicznych i wydobywalnych i ewentualny wybór metod wtórnych zaleŜą od typu płynu złoŜowego.

72


Mechanizmy zło Ŝowe (typy energii zło Ŝowej)

Mechanizmy zło Ŝowe wyst ępuj ące w zło Ŝach ropy naftowej

Dla złóŜ ropy naftowej wyróŜnia się zasadniczo cztery lub pięć rodzajów energii złoŜowej. Są to:

1.energia rozpuszczonego gazu, 2.energia gazu zawartego w czapie gazowej, 3.energia dostarczana poprzez wodę okalającą i podścielającą, 4.energia związana z rozpręŜaniem się skały porowatej i wody, 5.system związany z drenaŜem grawitacyjnym.

73


System energetyczny złoŜa determinuje współczynnik jego odropienia. PoniŜej przedstawiono typowe współczynniki odropienia (sczerpania):

– system energetyczny rozpuszczonego gazu 12% – 37% – system energetyczny gazu zawartego w czapie gazowej 15% – 50%– system energetyczny wodnonaporowy 28% – 84%

Zastosowanie metod wtórnej eksploatacji zwiększa podane wyŜej wartości współczynnika odropienia o 10% do20%.

74


Mechanizmy zło Ŝowe wyst ępuj ące w zło Ŝach gazowych

Dla złóŜ gazu ziemnego charakterystyczne są mechanizmy związane z energią rozpręŜania się gazu w warunkach wolumetrycznych oraz w warunkach z naturalnym dopływem wody okalającej lub podścielającej do złoŜa.

75


System energetyczny złoŜa determinuje współczynnik sczerpania.

PoniŜej przedstawiono typowe współczynniki sczerpania dla złóŜ gazu:– system energetyczny wolumetryczny (ekspansyjny) 80% – 95% – system energetyczny wodnonaporowy 40% – 75%

76

OBLICZANIE ZASOBÓW ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO

Klasyfikacja zasobów

A. Klasyfikacja złóŜ (zasobów) z punktu widzenia stopnia rozpoznania złoŜa

B. Klasyfikacja złóŜ (zasobów) z punktu widzenia niepewności szacowania zasobów

77


A. Klasyfikacja zasobów z punktu widzenia stopnia r ozpoznania zło Ŝa(ROZPORZĄDZENIE MINISTRA ŚRODOWISKA z dnia 6 lipca 2005 r.)

§ 5. 1. W dokumentacjach geologicznych złóŜ gazu ziemnego, ropy naftowej oraz jej naturalnych pochodnych i metanu z węgla kamiennego stosuje się kategorie rozpoznania złoŜa: C, B i A.

2. Rozpoznanie złoŜa lub jego części w poszczególnych kategoriach powinno spełniać następujące wymagania:

1) w kategorii C - granice złoŜa określa się na podstawie wyników badań geofizycznych i interpretacji geologicznej, a uzyskane dane umoŜliwiają projektowanie prac niezbędnych do dalszego rozpoznania złoŜa lub jego zagospodarowania, po uzyskaniu co najmniej z jednego otworu przypływu kopaliny w ilości posiadającej znaczenie gospodarcze; błąd oszacowania średnich parametrów złoŜa i zasobów nie moŜe przekraczać 40%;

2) w kategorii B - zbadana budowa geologiczna złoŜa pozwala na jednoznaczne określenie jego granic oraz parametrów zbiornikowych warstw roponośnych i gazonośnych i ich zmienności; błąd oszacowania średnich parametrów złoŜa i zasobów nie moŜe przekraczać 30%,

3) w kategorii A - ustala się dane określone dla kategorii B z uwzględnieniem wyników uzyskanych z eksploatacji; błąd oszacowania średnich parametrów złoŜa i zasobów nie moŜe przekraczać 15%.

78


B. Klasyfikacja złó Ŝ (zasobów) z punktu widzenia niepewno ści szacowania zasobów

Klasyfikacja zasobów wg the Society of Petroleum Engineers and the WorldPetroleum Congress (1997) opiera się na ocenie stopnia niepewności oszacowania zasobów.

Zasoby – ilości ropy naftowej lub gazu ziemnego, które mogą być wydobyte ze złoŜa z zyskiem w danym (aktualnym) okresie czasu.

Wszystkie oceny (obliczenia) zasobów niosą ze sobą pewien stopień niepewności. Ten stopień niepewności zaleŜy głównie od ilości i jakości wiarygodnych danych geologiczno-złoŜowych, moŜliwych do uzyskania w trakcie oceny zasobów i od prawidłowej interpretacji tych danych. Opierając się na stopniu niepewności szacowania zasobów moŜna podzielić zasoby węglowodorów na zasoby pewne i niepewne. Dla zasobów niepewnych istnieje mniejsze prawdopodobieństwo wydobycia ich ze złoŜa jak dla zasobów pewnych.

Szacowanie zasobów jest zwykle wykonywane z róŜnym stopniem niepewności (z róŜną dokładnością). Klasyfikacja zasobów SPE/WPC opiera się właśnie na stopniu niepewności szacowania tych zasobów.

79


Klasyfikacja zasobów z punktu widzenia niepewno ści (c.d.)

Istnieją dwie grupy metod szacowania zasobów węglowodorów, deterministyczne i probabilistyczne.

Deterministyczne metody szacowania zasobów – w oparciu o wszystkie dostępne, najbardziej wiarygodne dane geologiczne, złoŜowe i eksploatacyjne dokonuje się pojedynczej, moŜliwie najbardziej dokładnej oceny (obliczenia) zasobów.

Probabilistyczne metody szacowania zasobów – w oparciu o wszystkie dostępne, najbardziej wiarygodne dane geologiczne, złoŜowe i eksploatacyjne generuje się szereg ocen (obliczeń) zasobów o określonym prawdopodobieństwie zdarzenia.

80


81



Ogólnie zasoby węglowodorów moŜna podzielić na:1. Zasoby pewne/gwarantowane (proved), 2. Zasoby niepewne (unproved):

� prawdopodobne (probable) � moŜliwe (possible)

82


83


84



Zasoby pewne/gwarantowane (proved) – ilość węglowodorów, która (w wyniku szczegółowej analizy danych geologiczno – złoŜowych) moŜe być oszacowana z duŜą pewnością, Ŝe będzie wydobyta ze złoŜa z zyskiem ekonomicznym, w określonym czasie, przy istniejących (aktualnych) uwarunkowaniach ekonomicznych, technologicznych i prawnych. Zasoby pewne moŜna podzielić na zasoby rozwiercone lub nierozwiercone.

JeŜeli stosuje się do obliczeń metody deterministyczne termin duŜa pewność (reasonable certainty) oznacza wysoki poziom ufności, Ŝe zasoby te będą wydobyte.

JeŜeli stosuje się do obliczeń metody probabilistyczne – istnieje co najmniej 90% prawdopodobieństwo, Ŝe rzeczywiste zasoby wydobywalne będą równe lub wyŜsze od wyliczonych.

85



Zasoby prawdopodobne (possible) – są to zasoby niepewne (unproved). Z analizy geologiczno złoŜowej wynika, Ŝe jest bardziej prawdopodobne jak w przypadku zasobów pewnych, Ŝe nie będą wydobyta ze złoŜa z zyskiem ekonomicznym.

W przypadku zastosowania metod probabilistycznych - istnieje co najmniej 50% prawdopodobieństwo, Ŝe rzeczywiste zasoby wydobywalne będą równe lub wyŜsze od sumy wyliczonych zasobów pewnych (proved) i prawdopodobnych (probable).

86



Zasoby moŜliwe (possible) – są to zasoby niepewne (uproved), w przypadku których z analizy geologiczno złoŜowej wynika, Ŝe jest mniej prawdopodobne, jak w przypadku zasobów prawdopodobnych, Ŝe będą one wydobyte ze złoŜa z zyskiem ekonomicznym.

W przypadku zastosowania metod probabilistycznych - istnieje co najmniej 10% prawdopodobieństwo, Ŝe rzeczywiste zasoby wydobywalne będą równe lub wyŜsze od sumy wyliczonych zasobów pewnych (proved), prawdopodobnych (probable) i moŜliwych (possible).

W stosunku do poprzednich definicji SPE/WPC w definicjach zatwierdzonych przez te instytucje w 1997r. wprowadzone zostały dwie zmiany. Pierwsza zmiana polega na dopuszczeniu metod probabilistycznych do obliczania zasobów, jako metod alternatywnych dla metod deterministycznych. Druga zmiana polega na wprowadzeniu (i zdefiniowaniu) pojęcia aktualnych warunków ekonomicznych.

87


Metody obliczania zasobów

Metody obliczania zasobów gazu ziemnego, ropy naftowej i kondensatu:• szacowanie zasobów węglowodorów poprzez analogie do innych złóŜ (struktur), • metody objętościowe,• metody bilansu masowego, • metody symulacji numerycznej, • metody krzywych wydobycia.

88


89


Szacowanie zasobów w ęglowodorów poprzez analogie do innych złóŜ (struktur)

Obliczanie (szacowanie) zasobów węglowodorów przez analogię do innych złóŜ (basenów) stosuje się dla nierozwierconych, chociaŜ częściowo rozpoznanych juŜ obszarów (w początkowym etapie rozpoznania złoŜa).

Metodyka opiera się na załoŜeniu, Ŝe analizowane pole naftowe, złoŜe czy otwór wiertniczy są porównywalne z analogicznym polem naftowym, złoŜem lub otworem w obszarze o udowodnionych i zbadanych zasobach. Słabością tego załoŜenia jest fakt, Ŝe moŜe ono być udowodnione dopiero po odkryciu i udokumentowaniu zasobów. Metoda obliczania zasobów przez analogie do innych złóŜ jest najmniej dokładną metodą szacowania zasobów.

90


Metody obj ętościowe

Metoda objętościowa obliczania zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego i kondensatu moŜe być stosowana w całym okresie eksploatacji złoŜa, przy czym w miarę upływu czasu eksploatacji błąd popełniany przy ocenie zasobów tą metodą będzie coraz to mniejszy. Błąd oceny zasobów przy pomocy metody objętościowej wynika z dokładności oszacowania poszczególnych parametrów wchodzących do obliczeń.

Metoda objętościowa obliczania zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego polega na obliczeniu objętości skał zbiornikowych nasyconych węglowodorami.

91


Metody obj ętościowe (c.d.)

Obliczenia wielkości zasobów geologicznych ropy naftowej metodą objętościową moŜna dokonać przy pomocy równania:

( ) oiwin B/S1FhR −= φ (1)

Natomiast obliczenia wielkości zasobów geologicznych gazu ziemnego metodą objętościową dokonuje się w oparciu o równanie:

( ) giwin B/S1FhG −= φ (2)

92



Wielkość zasobów wydobywalnych ropy określona jest wzorem:

( ) oiwinRE B/S1FhER −= φ (3)

Natomiast wielkość zasobów wydobywalnych gazu równa jest:

( ) giwinGE B/S1FhEG −= φ (4)

93



Znacznie dokładniej moŜna określić zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego przy pomocy następujących równań (5), (6), (7), (8):

( )( )( )( )∑

=

−=

n

1j gi

winjjj

j

j

B

S1hFR

φ (5)

( )( )( )( )∑

=

−=

n

1j gi

winjjj

j

j

B

S1hFG

φ (6)

( )( )( )( )∑

=

−=

n

1j gi

winjjj

RR

j

j

B

S1hFER

φ (7)

( )( )( )( )∑

=

−=

n

1j gi

winjjj

RR

j

j

B

S1hFEG

φ (8)

94



R - geologiczne zasoby ropy naftowej; mn3

RE - wydobywalne zasoby ropy naftowej; mn3

G - geologiczne zasoby gazu ziemnego; mn3

GE - wydobywalne zasoby gazu ziemnego; mn3

F - powierzchnia złoŜa; m2 h - miąŜszość efektywna poziomu ropo- lub gazonośnego (nasycona ropą lub gazem); m �- współczynnik porowatości; ułamek jedności Swin - współczynnik początkowego nasycenia skał wodą; ułamek jedności VB - objętość złoŜa (objętość skał nasyconych gazem); m3 φ �- średnia waŜona (powierzchnią) wartość współczynnika porowatości; ułamek jedności

winS - średnia waŜona (powierzchnią) wartość współczynnika początkowego nasycenia skał wodą, ułamek jedności.

Bgi - współczynnik objętościowy gazu w warunkach początkowych (złoŜowych), w ułamku jedności Boi - współczynnik objętościowy ropy w warunkach początkowych (złoŜowych), w ułamku jedności ER - współczynnik sczerpania zasobów ropy naftowej, w ułamku jedności EG - współczynnik sczerpania zasobów gazu ziemnego, w ułamku jedności

95



Procedura obliczania zasobów ropy lub gazu przy pomocy równań (5 - 8) polega na podzieleniu bryły danego złoŜa na n elementów. Zasoby liczone są oddzielnie dla kaŜdego z elementów, a następnie są one sumowane. Wyniki otrzymane przy pomocy równań (5 - 8) oraz przy pomocy wzorów (1 – 4) mogą się róŜnić, zgodnie z twierdzeniem, Ŝe całka iloczynów nie jest równa iloczynowi całek. Wyniki szacowania zasobów uzyskane przy pomocy równań (5 - 8) są obarczone mniejszym błędem, jak w przypadku równań (1 – 4), poniewaŜ zastosowanie wzorów (5 - 8) powoduje redukcje błędów wynikłych z uśredniania parametrów złoŜowych.

96



Do obliczania zasobów przy pomocy równań (5 - 8) wykorzystuje się zwykle techniki komputerowe. W tym celu naleŜy wykonać następujące mapy:

1. mapa strukturalna stropu serii ropo- lub gazonośnej [m],

2. mapa miąŜszości całkowitej serii ropo- lub gazonośnej [m],

3. mapa względnej miąŜszości efektywnej,

4. mapa miąŜszości efektywnej nasyconej ropą lub gazem [m], 5. mapa współczynnika porowatości Φ [%],

6. mapa konturów złoŜowych, tj. kontaktu gaz - woda lub odpowiednio ropa-woda [m],

7. mapa współczynnika nasycenia ropą Sr = (1 - Swin ) lub gazem Sg = (1 - Swin ) [%].

97



Wielkość współczynnika sczerpania zasobów ropy ER i gazu EG zaleŜy od wykształcenia litologicznego skał zbiornikowych, ich własności fizycznych oraz warunków energetycznych i budowy złoŜa.

Dla złóŜ ropy produkujących w warunkach rozpuszczonego gazu współczynnik sczerpania ER moŜna określić z równania (9):

( ) [ ]1741.0

a

b3722.0w

0979.0

ob

1611.0

ob

wR p

pS

k

B

S1815.41E

−=µ

φ (9)

Dla złóŜ ropy produkujących w warunkach wodno-naporowych współczynnik sczerpania ER moŜna określić z równania (10):

( ) [ ]2159.0

a

i1903.0w

0770.0

oi

wi

0422.0

oi

wR p

pS

k

B

S1898.54E

−−

−=µµφ

(10)

98



ER - współczynnik sczerpania zasobów ropy naftowej, % ��- współczynnik porowatości; ułamek jedności Sw - współczynnik nasycenia skał wodą; ułamek jedności Bob - współczynnik objętościowy ropy w punkcie nasycenia; Boi - współczynnik objętościowy ropy w warunkach początkowych

(złoŜowych), objętość złoŜowa/objętość w warunkach normalnych k – średnia arytmetyczna przepuszczalność absolutna, Darcy µwi = lepkość wody złoŜowej w warunkach początkowych, cP µoi = lepkość ropy złoŜowej w warunkach początkowych, cP µwi = lepkość ropy złoŜowej przy ciśnieniu nasycenia, cP pi = ciśnienie początkowe; psig pb = ciśnienie punktu nasycenia; psig pa = ciśnienie końcowe (zaniechania eksploatacji); psig

99



Dla złóŜ gazu produkujących w warunkach wolumetrycznych współczynnik sczerpania zasobów EG moŜna określić przy pomocy równania:

( )ga

gigaG B

BB100E

−=

(11)

Natomiast dla złóŜ gazu występujących i produkujących w warunkach wodnonaporowych współczynnik sczerpania zasobów ER moŜna określić przy pomocy równania:

( )gagin

gigagaginG BS

BSBS100E

−=

(8.16)

100



Sgin - współczynnik początkowego nasycenia skał gazem; ułamek jedności

Sga - współczynnik końcowego nasycenia skał gazem; ułamek jedności

Bgin - współczynnik objętościowy gazu w warunkach początkowych; ułamek jedności

Bga - współczynnik objętościowy gazu w warunkach końcowych (zaprzestania eksploatacji); ułamek jedności.

101



Własności skał i płynów złoŜowych określa się w oparciu o pomiary geofizyczne, pomiary laboratoryjne rdzeni wiertniczych i płynów złoŜowych oraz wyniki testów hydrodynamicznych i produkcji potencjalnej.

Metodę objętościową moŜna stosować w przypadku prostych geometrycznie złóŜ, o jednakowej miąŜszości, bez uskoków i wyklinowań, posiadających zbliŜoną porowatość. Gdy złoŜe jest niejednorodne, naleŜy podzielić go na bloki, które cechują się jednorodnością; zasoby całkowite będą sumą zasobów w poszczególnych blokach.

102


103


104


105


106


Metody bilansu masowego

Metoda bilansu masowego moŜe być stosowana dopiero po pewnym okresie eksploatacji złoŜa, kiedy zaznaczy się widoczny spadek ciśnienia na skutek wydobycia pewnej ilości ropy naftowej lub gazu ziemnego.

Bilans masowy opiera się na prawie zachowania masy. Podstawa tej metody jest wykorzystanie zaleŜności:

pocz ątkowa obj ętość płynów zło Ŝowych = obj ętość płynów zło Ŝowychznajduj ąca się w porach zło Ŝa w chwili t1 + obj ętość płynów wydobytych ze

złoŜa w czasie (t2 – t1) - obj ętość płynów zatłoczonych do zło Ŝa w tym samym czasie.

107


Metody bilansu masowego (c.d.)

Wiarygodność metody bilansu masowego zaleŜy od dokładnej oceny własności skał i płynów złoŜowych oraz uśrednionego ciśnienia złoŜowego. Obliczenia zasobów metoda bilansu masowego są dokładne, jeŜeli w przepływie gazu lub ropy bierze udział cała objętość złoŜa, tzn. w złoŜu ma miejsce stan semi-ustalony lub ustalony.

Zasoby obliczone metoda bilansu masowego stanowią tzw. efektywne zasoby gazu, tzn. zasoby eksploatowane z obszarów, które nie obejmują rejonów o bardzo niskiej przepuszczalności i ewentualnych odcięć uskokami wewnątrz złoŜa. NaleŜy mieć świadomość, Ŝe w przypadku złóŜ o niskiej przepuszczalności metoda bilansu masowego moŜe równieŜ wskazywać zaniŜone wartości spowodowane niejednorodnym spadkiem ciśnienia złoŜowego (D.A. Payne, 1996). RozbieŜności pomiędzy rzeczywistymi zasobami a zasobami obliczonymi metodą bilansu masowego mogą sięgać w ekstremalnych przypadkach 30%. Dokładne obliczenia bilansowe i prognozy zasobowe w takich złoŜach moŜliwe są dopiero po sczerpaniu 70% zasobów.

108


Kryteria stosowania równa ń bilansu masowego

W inŜynierii naftowej formułuje się dwa warunki konieczne do stosowania równania bilansu masowego (L.P. Dake, 1994): 1. Musi istnieć zbiór danych adekwatny dla złoŜa – właściwy z

uwagi na jakość i ilość. Brak takich danych przekreśla wiarygodność obliczeń bilansowych.

2. Musi być moŜliwe określenie trendu spadku średniego ciśnienia złoŜowego.

109


Kryteria stosowania równa ń bilansu masowego

Dla wielu złóŜ moŜliwe jest stosowanie modelu „zbiornika” (model „0” wymiarowy). W tym przypadku ciśnienie odniesione do poziomu konturu gaz-woda wykazuje jednolitość spadku. Szybkość z jaką ciśnienie zaburzenia jest rozprzestrzeniane w złoŜu zaleŜy od stałej dyfuzji (k/φµc), stąd w szczególnych przypadkach moŜe istnieć rozbieŜność obserwacji ciśnień złoŜowych w poszczególnych otworach. Ciśnienia zmierzone w otworach nawet po dłuŜszym czasie postoju są wartością średnią w obszarze drenaŜu kaŜdego otworu. Warunkiem koniecznym zdefiniowania średniego spadku ciśnienia w złoŜu jest uśrednienie indywidualnych spadków ciśnień w otworach celem określenia spadku ciśnienia w złoŜu jako całości.

110


Sposoby obliczania średniego ci śnienia zło Ŝowego

Średni spadek ciśnienia moŜe być obliczony na podstawie waŜenia objętością średniego ciśnienia wewnątrz obszaru drenaŜu kaŜdego z otworów.

∑

∑ ⋅=

jj

jjj

V

Vp

p

W tym wyraŜeniu niejednoznaczne określone są objętości indywidualne obszarów drenaŜu, z uwagi na subiektywizm operatora wykonującego obliczenia.

JednakŜe rozwiązanie takie moŜe być atrakcyjne w przypadku eksploatacji części złoŜa o niskiej przepuszczalności i nie obejmującego obszarem drenaŜu całej jego objętości.

111


Sposoby obliczania średniego ci śnienia zło Ŝowego c.d.

Drugim znacznie bardziej obiektywnym kryterium waŜenia średnich ciśnień w obszarach drenaŜu złoŜa jest stosowanie kryterium wydobycia z otworu. Kryterium to opiera się na stwierdzeniu, Ŝe objętość Vj w wyraŜeniu powyŜej jest wprost proporcjonalna do wydajności z otworu podzielonej przez pochodną ciśnienia względem czasu (przy załoŜeniu stałej ściśliwości układu ) q j/p’j .

( )

( )∑

∑

∆∆

∆∆

=

j

j

jp

j

j

jp

j

Z

p

GZ

p

G

Z

p

Z

p

odpowiednio spadek ciśnienia ∆pj i (∆p/Z)j odnosi się do przyrostu wydobycia z tego j-tego otworu (∆Gp )j

112



Cechą ujemną przedstawionego sposobu uśredniania ciśnienia złoŜowego (kryterium wydobycia) jest uzaleŜnienie spadku ciśnienia od produkcji w całym złoŜu. Wyklucza to moŜliwość stosowania tej techniki dla złóŜ eksploatowanych w jednej części złoŜa (np. na skrzydle złoŜa), przy zaniechaniu eksploatacji w drugiej części złoŜa.

Przedstawione wyŜej metody uśredniania średniego ciśnienia złoŜowego wyprowadzone zostały dla warunków energetycznych naturalnych, bez dopływu wody do złoŜa. Doświadczenia (Dake, 1994) pokazują, Ŝe powyŜsze sposoby moŜna stosować równieŜ do złóŜ z małym i umiarkowanym dopływem wody do złoŜa. JeŜeli, zaś dopływ wody do złoŜa jest silny, znaczy to, Ŝe przepuszczalność w złoŜu jest wysoka, co powoduje, Ŝe całe złoŜe zachowuje się w sposób zbliŜony do modelu „zbiornika” i nie ma potrzeby uśredniania ciśnienia złoŜowego tą techniką.

113



Metodą trzecią uśredniania ciśnienia złoŜowego jest metoda tzw. modelu komunikacyjnego złoŜa (ang. Communicating Reservoir Model), która zakłada moŜliwość opisu złoŜa gazu ziemnego jako kilku połączonych „zbiorników” w róŜny sposób powiązanych ze sobą oddziaływaniami typu przepływ/ciśnienie (D.A.Payne, 1996). Metoda ta nadaje się dla złóŜ o duŜym zróŜnicowaniu przepuszczalności w złoŜu niejednorodnym rozdzielonym jednym lub kiloma uskokami częściowo przewodzącym itp. Wadą rozwiązania jest bardzo pracochłonne dobieranie współczynników oddziaływania kaŜdego ze „zbiorników’ metodą „history match”, co wymaga dostatecznie duŜego zbioru danych ze złoŜa.

114


Metody obliczania zasobów w oparciu o bilans masowy

1. Metody opieraj ące si ę o wykresy P/Z

Wykres P/Z w funkcji Gp (wydobycia gazu), do przecięcia z osią (P=0) pozwala na oszacowanie zasobów geologicznych Linia prosta dopasowania metodą najmniejszych kwadratów przechodzi przez pierwszy punkt (pi). Metody te stosuje się do złóŜ gazu ziemnego sczerpywanych w sposób naturalny z gradientem ciśnienia złoŜowego poniŜej 1 kPa/m. Zakłada się Ŝe dopływ wody wynosi zero. 2. Metody stosowane dla złó Ŝ z aktywnym aquiferem

(a) Metoda Cole’a. Metoda ta jest stosowana dla bardzo silnych aquiferów.

(b) Metoda Havlena-Odeha

(c) Metoda Tehraniego

115


116


117


Równanie bilansu masowego:

−

=

pozostaly

gaz

poczatkowe

zasoby

wydobytego

gazu

ilosc

askumulowan

EBWpS

cSc

E

G

E

GGG we

wc

fwcw

iip ⋅⋅−∆

−+⋅

−−= )1

)((

Ei i E to współczynniki ekspansji gazu dla początkowego i średniego zredukowanego ciśnienia. G/Ei i wyraŜenie w nawiasie odnoszą się do ekspansji wody związanej i redukcji objętości porowej w wyniku kompakcji. We oznacza skumulowany dopływ wody netto, to jest ilość wody jaka napłynie do złoŜa pomniejszona o ilość wody wydobytej. ZłoŜowa objętość pozostałego w systemie porowym gazu jest mnoŜona przez współczynnik ekspansji, E, aby otrzymać wynik w przeliczeniu na warunki standardowe.

118


Równanie bilansu masowego c.d.

⋅⋅−

−

⋅=

G

EBW

G

G

Z

p

Z

p

iwe

p

i

i

1

1

WyraŜenie (We *Bw *Ei)/G reprezentuje część objętości porowej zajętej przez węglowodory (HCPV – hydrocarbon pore volume), w którą wtargnęła woda. Wynika z tego, Ŝe im większy jest dopływ wody, tym większa jest wartość wypierania gazu.

119


Równanie bilansu masowego c.d.

W przypadku gdy nie ma dopływu wody i złoŜe pracuje w warunkach wolumetrycznych, równanie przybiera prostszą postać:

−⋅=

G

G

Z

p

Z

p p

i

i 1

która jest prostą, liniową zaleŜnością pomiędzy wartością stosunku ciśnienia i współczynnika ściśliwości p/Z a ułamkowym odbiorem gazu. Dzięki temu moŜna sporządzić wykres średnich wartości stosunku p/Z jako funkcję skumulowanej ilości wydobytego gazu Gp. JeŜeli eksploatacja złoŜa ma charakter wolumetryczny, wówczas wykres ten jest w całości liniowy i przecina się z osią odciętych w punkcie (p/Z=0), którego pierwsza współrzędna jest wartością początkowych zasobów złoŜa G = GIIP (gas initially in place). W przeciwnym wypadku, gdy ma miejsce dopływ wody do złoŜa z przylegającego aquifera, wykres p/Z z reguły nie jest linią prostą.

120


Rys. 1. Wykres bilansu masowego dla zło Ŝa bez dopływu wody oraz w warunkach wodno –naporowych (Dake 1994)

121


Podczas konstruowania wykresu zaleŜności p/Z istnieje duŜe niebezpieczeństwo popełnienia błędu. W większości przypadków dla złóŜ z dopływem wody, w początkowej fazie wydobycia (górna część) wykres sprawia wraŜenie linii prostej, jednak gdy wkroczymy w bardziej zaawansowany okres eksploatacji, jego nieliniowy charakter zaczyna być wyraźnie widoczny. Wówczas, odczytując początkowe zasoby złoŜa z jego przecięcia z osią odciętych popełnimy powaŜny błąd, gdyŜ wartość ta będzie silnie zawyŜona w porównaniu z rzeczywistością. Pomyłka jest podwójna. Po pierwsze, dokonując liniowej aproksymacji wykresu p/Z w takich warunkach, osoba interpretująca wyniki eksploatacji załoŜy Ŝe wydobycie ma charakter wolumetryczny. Wynikiem tego jest drugi błąd –prosta przetnie oś odciętych w złym punkcie i błędnie zostaną oszacowane zasoby początkowe gazu. W wielu przypadkach powyŜsze pomyłki wynikają z tego, Ŝe wykres p/Z jest sporządzany dla całego zakresu wartości ilorazu p/Z (0 – pi/Z), podczas gdy wystarczyłoby ograniczyć przedział branych pod uwagę wartości ciśnień złoŜowych.

122


Rys. 2. Wykresy p/Z w warunkach wodno – naporowych: (a) dla pełnego zakresu warto ści p/Z, (b) przy zredukowanym zakresie warto ści p/Z (Dake 1976)

123


Przeprowadzając obliczenia bilansu masowego naleŜy pamiętać, Ŝe jakiekolwiek zaburzenia procesu eksploatacji gazu, na przykład zmiana tempa produkcji, które prowadzą do wykrzywienia jak dotąd liniowego wykresu p/Z, świadczą o tym Ŝe złoŜe nie pracuje w warunkach wolumetrycznych. Dla złóŜ gazowych z dopływem wody, zwiększenie tempa eksploatacji pozwoli na wydobycie większej ilości ruchomego gazu zanim powoli napływająca woda zdoła go uwięzić. Rezultatem tego będzie obniŜenie ciśnienia złoŜowego. Natomiast obniŜenie tempa wydobycia pozwoli na dopływ wody do porów skalnych, w których znajduje się równieŜ gaz, co doprowadzi do podtrzymania ciśnienia na wyŜszym poziomie.

124


Wykres b ilustruje występowanie cyklicznej charakterystyki podczas eksploatacji złóŜ gazowych, co pozwala na zaspokojenie rynkowego zapotrzebowania na gaz. Tempo wydobycia w zimie jest odpowiednio większe od tempa wydobycia w miesiącach letnich. Prowadzi to do powstawania ekstremów lokalnych na wykresie p/Z – maksimów w lecie i minimów w zimie. Wówczas liniowa część wykresu moŜe zostać zniekształcona przez okresowość eksploatacji. W takim wypadku naleŜy dokonać obliczeń według schematu Casona i dokonać interpretacji otrzymanych wyników, co w większości pozwoli na odpowiedź czy złoŜe pracuje w warunkach wolumetrycznych.

125


Rys. 3. Nieliniowe anomalie wykresów p/Z dla złó Ŝ z dopływem wody: (a) zmiana wydatku, (b) produkcja cykliczna, (Dake 1994)

126


Metody dla złó Ŝ z aktywnym aquiferem

(a) Metoda Cole’a. Metoda Cola pokazuje istnienie dopływu wody znacznie widoczniej niŜ wykresy P/Z. Metoda ta jest waŜna jedynie dla bardzo silnych aquiferów.

Wykres Cole’a konstruuje się przez wykreślenie Gg Bg / Eg w funkcji Gp. Linia dopasowania przechodząca przez Gp = 0 pozwala znaleźć wartość zasobów geologicznych poniewaŜ wartości We i Wp wynoszą zero dla Gp = 0. Wykres Cole’a udowodnił, Ŝe jest cennym narzędziem uŜywanym w celu diagnozowania modelu pracy złoŜa gazu i oceny stopnia oddziaływania aquifera wodnego. Wystarczy przeprowadzać analizę raz w tygodniu. Gdy napływ wody do złoŜa zostanie zdiagnozowany wystarczy tylko wprowadzić odpowiednie modyfikacje do równań bilansu masowego i otrzymane wyniki nie będą obarczone błędami.

127


Metody stosowane do złó Ŝ z aktywnym aquiferem c.d.

Metoda Cole’a wywodzi się z ogólnego bilansu masowego dla złóŜ gazowych:

( ) efwg WEEGF +−⋅=

wpgp BWBGF ⋅+⋅=

gigg BBE −=

( )ppS

ccSBE i

wi

fwwigifw −⋅

−+⋅

⋅=1

128



W duŜej ilości przypadków złóŜ gazowych współczynnik ekspansji dla wody i skały (Efw) jest niski w porównaniu ze współczynnikiem ekspansji gazu (Eg) i moŜe on zostać pominięty w dalszych obliczeniach. Wówczas równanie pierwsze po dokonaniu podstawienia i odpowiednim przekształceniu przyjmuje postać:

gig

wpe

gig

gp

BB

BWWG

BB

BG

−⋅−

+=−⋅

Cole zaproponował sporządzenie wykresu zaleŜności lewej strony powyŜszego równania od skumulowanej ilości wyprodukowanego gazu.

129


Rys. 4. Wykres Cole’a dla przypadku: silnego oddzi aływania aquifera, średniego oddziaływania aquifera, słabego oddziaływania aquif era, braku oddziaływuj ącego

aquifera.(Pletcher 2001)

130



Metoda Havlena – Odeha

W tym ujęciu, bilans masowy obejmujący dopływ, akumulację i wypływ z objętości złoŜowej ma postać:

+

+

=

+wody

dop łop

porów

kompakcja/wody

ekspansja

gazu

ekspansja

wydobyte

gazwoda

( ) ( )we

wc

fwcwgigigwpgp BWp

S

cScBGBBGBWBG ⋅+∆

−+⋅

⋅+−⋅=⋅+⋅1

131


Metoda Havlena – Odeha Stosując podstawienia:

gigg BBE −=

( )p

S

cScBE

wc

fwcwgifw ∆

−+⋅

=1

( ) wefwg BWEEGF ⋅++⋅=

weg BWEGF ⋅+⋅=

Ostatecznie otrzymamy:

g

we

g E

BWG

E

F ⋅+=

132


Oznaczenia: Ce - ściśliwość efektywna skały i wody (1/kPa) Eg - współczynnik ekspansji gazu (m3/m3) F - wydobycie (m3) G - zasoby geologiczne (m3) Gp - sumaryczna eksploatacja gazu (m3) Pi - początkowe ciśnienie (kPa) We - całkowity dopływ wody (m3) Wp - całkowita produkcja wody (m3)

133


134


135


Metody symulacji numerycznej

Metoda symulacji numerycznej opiera się o bilans masowy, odniesiony nie do całego złoŜa, ale do jego poszczególnych elementów połączonych ze sobą, między którymi występuje przepływ mediów opisany np. prawem Darcy’ego.

136


Metody krzywych wydobycia

Metoda krzywych wydobycia oparta jest na analizie spadku wydobycia z odwiertu. Jest ona metodą prostą, dosyć powszechnie stosowaną, nie wymagająca dodatkowych pomiarów w odwiertach, lecz korzystającą z duŜej ilości materiału obserwacyjnego, zebranego w czasie eksploatacji złoŜa.

Metodę tą moŜna stosować w końcowym okresie eksploatacji złoŜa. Istota tej metody polega na wyznaczeniu zaleŜności wydobycia ropy lub gazu ze złoŜa od czasu trwania eksploatacji, zaleŜności wydajności od czasu oraz zaleŜności wydajności odwiertu od sumarycznego wydobycia. ZaleŜności te mogą być opisane funkcjami (krzywymi):

– wykładniczymi,– hiperbolicznymi,– harmonicznymi.

137


Dokładno ść okre ślania zasobów

Dokładność określania zasobów wszystkich omówionych metod zaleŜy od dokładności danych wejściowych. Metoda symulacji komputerowej jest najdokładniejszą metoda obliczania zasobów pod warunkiem przyjęcia właściwych warunków brzegowych i początkowych. Błąd oszacowania zasobów tą metodą wynosi kilka procent (±5 do ±10%). Metoda bilansu materiałowego daje wyniki obarczone błędem rzędu ±10% pod warunkiem, Ŝe stosuje się ją wówczas gdy ze złoŜa wydobyto co najmniej 10% zasobów. Metoda krzywych wydobycia daje wyniki obarczone błędem rzędu ±15%. Trudność w stosowaniu tej metody polega na małej powtarzalności wyników. Błąd popełniany przy określaniu zasobów metodą objętościową wahać się moŜe od waha się w przedziale ±15 do ±25% , przy załoŜeniu, Ŝe dysponuje się dokładnymi pomiarami (G. I. de Sorcy, 1979). W przypadku, gdy dysponuje się małą ilością danych lub dane wejściowe są niedokładne błąd moŜe osiągnąć wartość ±100% .Najmniej dokładną metodą obliczania zasobów jest metoda szacowania zasobów poprzez analogię do innych złóŜ.

138


Metody probabilistyczneObliczanie zasobów metodą Monte Carlo posiada szereg zalet w porównaniu do tradycyjnego deterministycznego sposobu obliczania np. metoda objętościową.

Przygotowanie danych sprowadzone jest do minimum, pozwala na uŜycie danych z sejsmiki i innych podstawowych informacji bez konieczności wykonywania czasochłonnych wykresów, map etc. RównieŜ obliczanie wraŜliwości na błędy i moŜliwe scenariusze jest prostsze. Dodatkowo pozwala na uniknięcie skomplikowanych rozwaŜań odnośnie struktury geologicznej i jej wpływu na błędy obliczeń zasobów.

139


1: Podstawy teoretyczne

2.1: Risk

2.2: Monte Carlo

2.3: @Risk

2: Programy

3.1: normalny

3.2: log-norm

3.3: log

3: Rozkładyprawdopodobie ństwa

4.1: rozkłady

4.2: wartości skrajne

4.3: wartości środkowe

4: Równanie bilansu

5.1.1: Zasoby pew ne

5.1.2: Zasoby najbardziejpraw dopodobne

5.1.3: Zasoby moŜliw e

5.1: Pewność

5.2.1: Deterministyczne

5.2.2: Probablistyczne

5.2: Sposób liczenia

5: Typy zasobów

Monte Carlo

Rys. 1 Mapa zagadnie ń związanych z obliczaniem zasobów metod ą Monte Carlo

140


• Krzywe gęstości pradopodobieństwa,

• Kumulacyjne krzywe gęstości prawdopodobieństwa.

• Rozkład prostokątny (jednostajny),

• Rozkład trójkątny,

• Rozkład normalny,

• Rozkład lognormalny,

• Rozkłąd gamma,

• Rozkład beta

141


142


143


144


Błędy popełniane przy obliczaniu zasobów Obliczenia wielkości zasobów geologicznych gazu ziemnego metodą objętościową moŜna dokonać przy pomocy równania:

( ) giwin B/S1FhG −= φ (1)

natomiast wielkość zasobów wydobywalnych określona jest wzorem:

( ) giwinRR B/S1FhEG −= φ (2)

W powyŜszych wzorach (3.4.1), (3.4.2): G - geologiczne zasoby gazu ziemnego; mn

3 GR - wydobywalne zasoby gazu ziemnego; mn

3 F - powierzchnia złoŜa; m2 h - miąŜszość efektywna poziomu gazonośnego (nasycona gazem); m

φ - współczynnik porowatości; ułamek jedności Swin - współczynnik początkowego nasycenia skał wodą; ułamek jedności Bgi - współczynnik objętościowy gazu w warunkach początkowych (złoŜowych) ER - współczynnik sczerpania zasobów.

145


( )win*

gi

B S1hB

VG −= φ

(3)

( )win*

gi

BRR S1h

B

VEG −= φ

(4)

gdzie: VB - objętość złoŜa (objętość skał nasyconych gazem); m3 h* - średnia względna miąŜszość efektywna poziomu gazonośnego; ułamek

jedności

φ - średnia waŜona (powierzchnią) wartość współczynnika porowatości; ułamek jedności

winS - średnia waŜona (powierzchnią) wartość współczynnika początkowego nasycenia skał wodą, ułamek jedności.

146


Dla złóŜ gazu produkujących w warunkach wolumetrycznych:

( )ga

gigaR B

BB100E

−=

(5)

Da złóŜ gazu występujących i produkujących w warunkach wodnonaporowych:

( )gagin

gigagaginR BS

BSBS100E

−=

(6)

gdzie:

Sgin - współczynnik początkowego nasycenia skał gazem; ułamek jedności

Sga - współczynnik końcowego nasycenia skał gazem; ułamek jedności

Bgin - współczynnik objętościowy gazu w warunkach początkowych; ułamek jedności

Bga - współczynnik objętościowy gazu w warunkach końcowych (zaprzestania eksploatacji); ułamek jedności.

147


KaŜda ze zmiennych (parametrów) wchodzących do równań (1 – 4) obarczona jest błędem, który ma wpływ na wynik końcowy. ZałóŜmy, Ŝe zmienne (parametry) występujące w równaniach (1 – 4) są niezaleŜne (od siebie nawzajem) i Ŝe kaŜda z tych zmiennych posiada rozkład normalny. Funkcje rozkładu prawdopodobieństwa występowania wartości G i GR

moŜna otrzymać w oparciu o krzywe rozkładu poszczególnych parametrów wchodzących do równań (1 – 4), przy pomocy metody symulacyjnej Monte-Carlo. W wyniku zastosowania procedury Monte-Carlo moŜna otrzymać krzywe kumulacyjne rozkładu prawdopodobieństwa występowania zasobów geologicznych G i wydobywalnych GR.

Z krzywej kumulacyjnej rozkładu prawdopodobieństwa występowania zasobów geologicznych G i wydobywalnych GR moŜemy określić zasoby dla trzech poziomów ufności, tj. 90%, 50%, 10%.

148


149


150


151


Zasoby określone na poziomie ufności 90% definiowane są jako zasoby pewne (udowodnione, stwierdzone). Istnieje 90% szans, Ŝe zasoby rzeczywiste (odpowiednio geologiczne lub wydobywalne) są większe od wielkości zasobów określonych jako pewne oraz tylko 10% szans, Ŝe zasoby rzeczywiste są mniejsze od zasobów pewnych.

Zasoby określone na poziomie ufności 50% są zasobami najbardziej prawdopodobnymi (tzn. są to zasoby określone wprost z równań (1 – 4) przy załoŜeniu normalności rozkładów). Oznacza to, Ŝe prawdopodobieństwo uzyskania rzeczywistej wielkości zasobów (zarówno geologicznych jak i wydobywalnych) większych oraz mniejszych od zasobów określonych na poziomie ufności 50% jest identyczne.

RóŜnica pomiędzy zasobami pewnymi (określonymi na poziomie ufności 90%) a najbardziej prawdopodobnymi (określonymi na poziomie ufności 50%) określana jest jako zasoby prawdopodobne, natomiast róŜnica pomiędzy zasobami określonymi na poziomie ufności 50% i 10% oznacza zasoby moŜliwe.

152


Błąd wyniku obliczeń moŜemy określić na podstawie prawa przenoszenia błędów:

)xvar(x

Y=var(Y)

n

1=jj

2

j∑ ⋅

∂∂

(7)

JeŜeli błędy danych wejściowych potraktujemy jako odchylenia standardowe niezaleŜnie zmierzonych wartości, wówczas moŜemy obliczyć odchylenie standardowe ich funkcji (to znaczy wielkości zasobów G i GR) zgodnie z prawem przenoszenia błędów:

2B

2

gi

2S

2

g

222V

2

B

2G gigB

)B

G()

S

G()

G()

V

G()Gvar( σσσ

φσσ φ ⋅+⋅+⋅+⋅==

(8)

(9)

2E

2

R

R2B

2

gi

R2S

2

g

R22R2V

2

B

R2GR RgigBR

)E

G()

B

G()

S

G()

G()

V

G()Gvar( σσσσ

φσσ φ ⋅+⋅+⋅+⋅+⋅==

153


Względny błąd średni oszacowania zasobów geologicznych:

2

gi

B2

g

S22

B

VG )B

()S

()()V

(G

gigBσσ

φσσσ φ +++=

(10)

Względny błąd średni oszacowania zasobów wydobywalnych:

2

R

E2

gi

B2

g

S22

B

V

R

G )E

()B

()S

()()V

(G

RgigBRσσσ

φσσσ φ ++++=

(11)

gdzie poszczególne człony w wyraŜeniach pod pierwiastkiem w równaniach (10, 11) oznaczają błędy względne poszczególnych parametrów (danych wejściowych)

154


Prawdopodobieństwa rozkładu zasobów geologicznych i wydobywalnych, w większości przypadków, jak dowodzą badania mogą być aproksymowane przez krzywe rozkładu normalnego. Z własności rozkładu normalnego wynika, Ŝe wielkości zasobów geologicznych i wydobywalnych na poziomie ufności 90% będą odpowiednio równe:

G(90%) = G(50%) - 1,3 σ G (12)

GR (90%) = GR (50%) - 1,3 σ GR (13)

Poszczególne składniki wchodzące do równań (1 – 4), pozwalających na oszacowanie zasobów gazu metodą objętościową są określone z róŜnym stopniem dokładności, na jaki pozwala aktualny stan rozpoznania złoŜa. W tabeli 1 przedstawiono dokładność oszacowania poszczególnych parametrów wchodzących do obliczeń zasobów gazu metodą objętościową wg róŜnych autorów ( G. I. De Sorcy, 1979; Chi U. Ikoku, 1985):

155


Tab. 1. Dokładno ść parametrów wpływaj ących na oszacowanie zasobów metod ą obj ętościow ą

Parametr Błąd oszacowania parametru

Wg Chi U. Ikoku Wg G. I. De Sorcy

Powierzchnia złoŜa ± 10 ± 10 do ± 20

MiąŜszość ± 10 ± 5 do ± 10

Porowatość ± 15 ± 10 do ± 20

Nasycenie gazem ± 5 ± 10 do ± 25

Współcz. objętościowy gazu − ± 10 do ± 30

Współcz. sczerpania zasobów ± 10 −

156


Objętość złoŜa wyznaczona została kartograficznie, przy czym forma pułapki złoŜowej została wyinterpolowana w oparciu o dane wiertnicze. MoŜe ona zatem zawierać znaczny błąd. Jego wielkość jest trudna do jednoznacznego określenia. W przykładzie przyjęto błąd oszacowania objętości złoŜa równy ±20,0%. Błąd oszacowania porowatości z pomiarów geofizycznych wynosi ±10,0%, a błąd oszacowania nasycenia przestrzeni porowej gazem równy jest ± 10,0%. Błąd oszacowania współczynnika objętościowego gazu wynosi ±5,0%, natomiast błąd oszacowania współczynnika sczerpania zasobów ER przyjęto za Chi U. Ikoku (1985) równy ±10,0%.

Zatem błąd względny oszacowania zasobów geologicznych gazu wynosi:

( ) ( ) ( ) ( ) 25,005,01,01,020,0G

2222G =+++=σ

Natomiast błąd względny oszacowania zasobów wydobywalnych będzie odpowiednio równy:

27,0)1,0()05,0()1,0()1,0()20,0(G

22222

R

GR =++++=σ

157


Wielkość zasobów geologicznych pewnych (oszacowanych na poziomie ufności 90%) będzie równa:

G(90%) = G(50%) - 1,3 x 0,25 G(50%) (14)

G(90%) = (1 - 0,325) G(50%) = 0,675 G(50%) (15)

Natomiast wielkość zasobów wydobywalnych pewnych będzie równa:

GR(90%) = GR(50%) - 1,3 x 0,27 GR(50%) (16)

GR(90%) = (1 - 0,35) GR(50%) = 0,65 GR(50%) (17)

W tabeli 2 zestawiono wielkości zasobów geologicznych i wydobywalnych (najbardziej prawdopodobnych oraz pewnych) gazu w horyzontach A, A1, D i I na złoŜu Jarosław.

158


Tab. 2. Zestawienie wielko ści zasobów geologicznych i wydobywalnych gazu dla horyzontów zło Ŝowych A, A 1, D, I złoŜa Jarosław

Zasoby gazu w poszczególnych

horyzontach

Geologiczne Wydobywalne

Najbardziej prawdopodobne

Pewne Najbardziej prawdopodobne

Wsp. sczerp. ER

Pewne

A [mln mn3] 115,78 78,15 90,31 0,78 58,71

A1 [mln mn3] 56,26 37,98 43,32 0,77 28,16

D [mln mn3] 771,95 521,07 625,28 0,81 406,43

I [mln mn3] 825,78 557,49 644,10 0,78 418,67

159


W przykładzie przedstawiono deterministyczno-probabilistyczne podejście do szacowania zasobów. Przedstawiona metodyka jest słuszna przy załoŜeniu, Ŝe parametry wejściowe wchodzące do obliczeń zasobów oraz funkcje rozkładu prawdopodobieństwa występowania wartości zasobów geologicznych i wydobywalnych mają rozkład normalny. Wówczas zasoby określone wprost z równań (1 – 4) stanowią zasoby najbardziej prawdopodobne (określone na poziomie ufności 50%). NaleŜy podkreślić, Ŝe w większości przypadków, zwłaszcza w odniesieniu do złóŜ gazu występujących w utworach piaszczystych, parametry wejściowe wchodzące do obliczeń zasobów mają rozkład normalny.

160


Ocena bł ędu oszacowania średniej warto ści parametru zło Ŝowego

a) błąd bewzględny:

dla n > 30

n

sαµε =

dla n < 30

1−=

n

stαε

µα – współczynnik ufności wyznaczony z tablic rozkładu normalnego dla przyjętego poziomu istotności α,

tα – współczynnik ufności wyznaczony z tablic rozkładu t-Studenta dla poziomu istotności α i liczby stopni swobody k = n – 1.

161


Ocena bł ędu oszacowania średniej warto ści parametru zło Ŝowego c.d.

b) błąd względny:

dla n > 30

100nx

s% αµε =

dla n < 30

1001−

=nx

st% αε

x – średnia arytmetyczna,

s – odchylenie standardowe,

n – liczba danych.

162


Ocena przedziałowa średniej warto ści parametru zło Ŝowego

dla n > 30

αµµ αα −=+<<− 1)n

sxm

n

sx(P

dla n < 30

ααα −=−

+<<−

− 111

)n

stxm

n

stx(P

m – nieznana rzeczywista wartość średnia parametru złoŜowego

163


Przykład oceny dokładno ści oszacowania mi ąŜszości efektywnej poziomu ropono śnego

h = 30 m, n = 20, s = 12,5

dla poziomu istotności α = 0,05, t.j. z prawdopodobieństwem P = 0,95 tα = 2,093

błąd bewzględny:

m,,,

n

st06

19

5120932

1=∗=

−= αε

błąd względny:

1001−

=nh

st% αε

%,,

% 201001930

5120932 =∗=ε

164

SPIS TREŚCI

• Zasady dokumentowania złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego oraz metanu w pokładach węgla.

• Identyfikacja modelu złoŜa. • Charakterystyka parametrów skał zbiornikowych i płynów złoŜowych na

podstawie badań laboratoryjnych, danych eksploatacyjnych i wyników testów hydrodynamicznych.

• Obliczanie parametrów zbiornikowych skał w oparciu o dane geofizyczne. • Metodyka badania zmienności parametrów zbiornikowych i złoŜowych. • Identyfikacja systemu energetycznego złoŜa i jego wpływ na wiarygodność

obliczeń zasobów.• Obliczanie zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego metodami objętościowymi

wraz z oceną błędu oszacowania zasobów (programy: GEOGRAPHIX i inne). • Obliczanie zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego metodami bilansu masowego

wraz z oceną błędu oszacowania zasobów (programy: OIL-WET, GAS-WETi inne).

• Obliczanie zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego metodą krzywych wydobycia wraz z oceną błędu oszacowania zasobów.

• Obliczanie zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego metodami probabilistycznymi. • Oprogramowanie słuŜące do obliczania zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego.

zasoby

Documents