Wpływ niepewności wybranych parametrów geologicznych i błędów pomiarowych na wyznaczanie wydobywalnych zasobów gazu w krajowych formacjach łupkowych metodą krzywych spadku wydajności

Abstract

Wpływ niepewności wybranych parametrów geologicznych i błędów pomiarowych na wyznaczanie wydobywalnych zasobów gazu w krajowych formacjach łupkowych metodą krzywych spadku wydajności W artykule przedstawiono analizę dokładności wyznaczania wydobywalnych zasobów krajowych formacji łupkowych przy pomocy krzywych spadku wydajności. Obejmowała ona wybór krzywej spadku, długość analizowanego okresu eksploatacji oraz obecność błędów pomiarowych w danych eksploatacyjnych. W pracy przetestowano cztery typy modeli krzywych spadku wydajności: klasyczny model krzywej hiperbolicznej, model krzywej "wykładniczej rozciągniętej" (stretched exponential), model krzywej Duonga i model krzywej logistycznej (logistc growth). Procedurę dopasowania krzywych spadku wydajności do danych eksploatacyjnych przeprowadzono dla czterech różnych okresów uwzględniających spadkową fazę wydajności wydobycia i odpowiadających efektywnej długości 1 roku, 2, 3 i 4 lat eksploatacji. Dane eksploatacyjne wygenerowano, wykorzystując symulacyjne modele złożowe formacji o parametrach geologicznych i charakterystykach udostępnień typowych dla dotychczas nawierconych i testowanych krajowych formacji łupkowych. Wpływ błędów pomiarowych na wyniki procedury uwzględniono poprzez zaburzenie danych eksploatacyjnych błędem o rozkładzie normalnym z różnym odchyleniem standardowym (o wartości: 1%, 3%, 5% i 10% wartości danych). Zastosowana procedura dopasowania krzywych spadku wydajności, o charakterze regresji nieliniowej, pozwoliła wyznaczyć jednoznacznie komplet parametrów opisujących krzywe spadku, a w konsekwencji określić sumaryczne wydobycie traktowane jako zasoby wydobywalne analizowanej strefy drenażu. Porównanie tej wielkości z analogicznymi wynikami symulacji modelu złożowego stanowi miarę błędu szacowania zasobów wydobywalnych metodą krzywych spadku wydajności. Sformułowano następujące wnioski odnośnie dokładności szacowania wydobywalnych zasobów formacji łupkowych przy pomocy analizowanej metody na podstawie dużej liczby alternatywnych wariantów modeli formacji. Statystycznie najdokładniejsze szacowanie zasobów, w porównaniu z innymi analizowanymi modelami, zapewnia krzywa Duonga. Bardziej szczegółowa analiza wpływu wartości poszczególnych parametrów geologicznych formacji na dokładność szacowania zasobów pokazuje, że błąd szacowania zasobów jest tym większy, im bardziej przepływy w eksploatowanej formacji odbiegają od przepływów stacjonarnych (semistacjonarnych). Względny błąd wyznaczenia zasobów na poziomie 10% wymaga minimum 3-letniego okresu analizy. Dla krótszego czasu błąd ten jest co najmniej rzędu 20% -w przypadku 2 lat i 50% dla okresu rocznego. Błędy pomiarowe w danych eksploatacyjnych zwiększają niepewność szacowania zasobów wydobywalnych, gdy pozostałe czynniki pozwalają na względnie dokładne wyznaczenie zasobów (≤ 10%) oraz praktycznie nie wpływają na błąd ich szacowania w przypadkach dużych rozbieżności (> 20%) spowodowanych tymi czynnikami.Słowa kluczowe: formacje łupkowe, krzywe spadku wydajności, symulacyjne modele złożowe, zasoby wydo...

Szacowanie ryzyka inwestycyjnego udostępnienia i eksploatacji niekonwencjonalnych złóż gazu

“…Wszystkie dane dotyczące parametrów złożowych są zbieżne z odpowiadającymi im wielkościami publikowanymi przez autorów badających złoża tego typu w Polsce [6]. Uzyskane wyniki zaprezentowano w postaci wyliczonych wartości, tablic i wykresów.…”

Permeability estimation in shale formations on the basis of desorption data and radial gas flow model

“…4), then the volumetric stream of gas flow (Q) may be determined from Darcy's equation [5,20]: problem a mathematical expression of the principle of mass conservation should be derived. Taking into account, that gas transport in shale rock may be due to either diffusion and/or Darcy's flow and gas desorption data, where the length of the drill core is sufficiently larger than its diameter and its gas is desorbed in relatively small pressure changes, gas transport through the core may be described by the material balance equation: The mass fraction F D of cumulative gas desorbed from the drill core relative to total gas to be desorbed with time can theoretically be given as:…”

Investigation of Rate-Decline Analysis for Assessment of Recoverable Resources of Polish Shale Gas Formations

“…The procedure used to analyse various production decline curve models and their effectiveness to assess the recoverable resources included the following stages: 1) the construction and dynamic calibration (where applicable) of reservoir simulation models [6] of shale formations characterized by parameters typical for the objects discovered recently in Poland with respect to both geological parameters and well zone stimulation parameters. The use of reservoir simulation results instead of the directly measured production data were caused by very limited observation sets, 2) the matching process of several selected decline curve models to multiple simulation results treated as observation data, 3) determination of the recoverable resources by the decline curve models and their comparison with the reservoir simulation results for these resources.…”