Сланцевый газ. Курсовая работа (т). Геология.
👉🏻👉🏻👉🏻 ВСЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
Московский
государственный университет имени М.В.Ломоносова
Кафедра
геологии и геохимии горючих ископаемых
Научный руководитель: Доцент
Яндарбиев Н.Ш.
.2
Глобальные ресурсы и их распространенность
.
Характеристика пород-коллекторов сланцевого газа
.
Методология оценки сланцевого газа
В условиях прогрессирующего истощения
«традиционных» запасов углеводородов, в последние годы набирает обороты поиск и
разработка нетрадиционных источников УВ. К таким источникам относятся и сланцевые
образования.
Поиск и добыча природного газа из богатых
углеводородами сланцевых образований, известного как "сланцевый газ",
является одной из наиболее важных современных тенденций развития мирового
топливно-энергетического рынка.
Интерес к освоению сланцевых залежей газа
связан, прежде всего, с социально-экономическими условиями, особенно в тех
районах, где добыча газа развивается, как новый вид деятельности или
традиционные источники уже исчерпали себя.
Данная работа посвящена изучению общих сведений
о сланцевом газе, рассмотрению коллекторских свойств залежей и методологии
оценки запасов. Также в работе собраны данные о потенциале сланцевых залежей
России.
При этом, учитывая практически полное отсутствие
научных публикаций по данной проблеме в отечественной литературе, основой для
написания работы послужили опубликованные материалы иностранных изданий.
Работа написана под руководством доцента
Яндарбиев Н.Ш., которому автор выражает искреннюю благодарность.
Сланцевый газ - тип природного газа,
содержащегося в виде газовых скоплений в толще сланцевых образований в
осадочной оболочке Земли [25].
В отличие от традиционных скоплений природного
газа, образующих в коллекторе сплошную фазу, сланцевый газ относится к
дисперсным газам [14]. Дискретная газовая фаза приурочена к закрытым порам и
взаимосвязана с газом, окклюдированным и сорбированным минеральным и
органическим веществом. Таким образом, речь идет о сложной системе, общая
газовая емкость которой намного больше, чем общая пористость. Поэтому для
промышленной добычи природного газа необходимо создать систему искусственных
трещин [5].
Сланцевый газ состоит преимущественно из метана,
но так же в его составе присутствуют и другие газы, такие как H2 - 25-40%; CO -
10-20%; CO2 - 10-20%; C2H4 и другие углеводороды - 4-5%; N2 - 22-25%; O2 - не
более 1 %.
Анализ общих данных по освоению сланцевого газа
в Северной Америке позволил выделить два типа месторождений:
. К первому типу относится большинство
известных в США месторождений, включая Барнетт, Марцеллус и др. Это огромные
(тыс. км 2 ) ареалы палеозойских черных сланцев, залегающих
преимущественно на небольших (менее 1500 м) глубинах. Степень их катагенеза
соответствует разным градациям прото- и мезокатагенеза (ПК2-МК3), но
максимальные палеотемпературы, как правило, существенно выше (на 20-100
градусов), чем современные [6].
. Ко второму типу относятся месторождения
Хейнесвилл (США, Арканзас), а также Хорн Ривер и Монтней (Канада). Площади
газоносных черносланцевых ареалов здесь гораздо меньше и количество «рабочих»
скважин невелико (до 100), а глубины залегания черных сланцев гораздо больше,
чем на месторождениях первого типа. Тем не менее, и объемы добычи сланцевого
газа, и долгосрочные перспективы его освоения очень велики и вполне конкурируют
с такими гигантами, как Марцеллус и Барнетт [22]. Связано это с гораздо более
высокими стабильными дебитами сланцевого газа, которые обусловлены спецификой
геотермобарических условий.
.2 Глобальные ресурсы и их распространенность
В 2011 году EIA
(EnergyInformationAdministration) оценили глобальные технически извлекаемые
запасы сланцевого газа в 6,622 трлн. куб. футов (ТКФ). Приведенный график
иллюстрирует основные технически извлекаемые запасы оцененные в исследовании.
Сланцевый газ впервые был выделен в виде горючего ископаемого в 1821 г. в
Фредонии. Процесс гидравлического разрыва впервые применили в 1947 г. в США.
Снижение в 70-х годах производственного потенциала традиционных коллекторов США
побудило правительство вкладывать большие средства в научное развитие
технологий бурения и гидроразрыва пласта. Правительство США активно участвовало
в проектах по развитию данного направления, упростило налогообложение для
компаний занимающихся разработкой сланцевого газа [19].
Аргентина Крупнейшая сланцевая газовая провинция
расположена в бассейне Неукен (Neuquén)
на востоке Анд в Аргентине и центральной части Чили занимает площадь более
120000 км 2 . В декабре 2010 г. было обнаружено 4,5 ТКФ сланцевого
газа в равнине Лома-де-ла-Лата бассейна Неукен. К тому же сланцевая провинция
Вака Muerta, также расположенная в бассейне Неукен, быстро набирает международный
интерес в качестве значительного нетрадиционного источника сланцевого газа.
Исследователи считают, что Вака Muerta может быть одним из крупнейших сланцевых
бассейнов за пределами США. Кроме того, в Неукене имеется формация Los
Molles, которая имеет значительный потенциал. Его ресурсы оцениваются в 167 ТКФ
газа. Другим важным регионом для газа является Golfo San Jorge, который
расположен в центральной части Патагонии и покрывает поверхность площадью около
170 000 км 2 . Одними из основных образований, расположенных в
бассейне Aguada Bandera являются образования Санта-Крус (Santa Cruz) и Чубут
(Chubut). Aguada Bandera имеет подтвержденный потенциал 51 ТКФ природного газа.
Менее изученным бассейном является Парана-Чако (Paraná-Chaco),
ресурсы которого оцениваются в 164 ТКФ [Leopoldo Olavarria, Daniela Jaimes,
Gustavo Mata].
Сланцевая промышленность в Австралии находится в
зачаточном состоянии и в полном объеме ресурсы сланцевого газа не выявлены.
Согласно докладу EIA-2011
Австралия обладает геологическими и техническими условиями похожими на США и
Канаду, с технически извлекаемыми запасами сланцевого газа 396 ТКФ.
Купер (Cooper)
бассейн - это наиболее перспективный и коммерчески выгодный из всех резервуаров
в Австралии, с существующей уже традиционной нефтяной и газовой инфраструктурой
(рис.1.1.).
ТКФ - технически извлекаемые запасы сланцевого
газа, по оценкам Австралии на 2013 г. на основе четырех бассейнов: Perth,
Canning, Cooper и Maryborough. Отраслевые эксперты прогнозируют до 500
млн.долл.вложений в течение ближайших 1-2 лет на дополнительную разведку и
научные исследования.
+ ТКФ - сумма потенциальных извлекаемых запасов
сланцевого газа в Австралии, при продолжении исследований и разработок таких
областей как Queensland, Восточная Австралия и Северные Территории [Alex
Cull, Jehann
Mendis, Joanna
Yoon]
Рис.1.1. Сланцевые
бассейны
Австралии
(© Commonwealth of Australia (Geoscience Australia) 2013. This product is
released under the Creative Commons Attribution 3.0 Australia Licence.
#"807205.files/image006.jpg">
Рис.1.2. Сланцевые
провинции
США
(The US Energy Information Administration (EIA)
2. Характеристика пород-коллекторов сланцевого
газа
В большинстве осадочных бассейнов сланцевые
толщи обычно представлены аргиллитами и алевропелитами (siltstone) или дополнительно
включают такие типы пород, как алевролиты и песчаники, находящиеся в тонком
переслаивании со сланцами [12]. Сланцем издавна называется порода с
параллельной ориентировкой минеральных частиц. Эта ориентировка может быть
обусловлена несколькими факторами:
· сугубо седиментационными факторами;
· сжимающим параллельным напряжениями
при складкообразовании (кливаж осадочных пород на фоне разных стадий
литогенеза) и процессами динамометаморфизма (одностороннее напряжение или
стресс на фоне метагенеза и регионального метаморфизма - милониты,
катаклазиты);
· давлением нагрузки при региональном
метаморфизме (зеленосланцевая, эпидот-амфиболитовая и другие фации).
Таким образом, сланцеватость может быть как
первичной, так и иметь наложенный по отношению к первичным текстурным элементам
характер. Обычно сланцевый газ связан с осадочными породами, сланцеватость
которых выражена в различной степени и обусловлена в основном литогенетическими
факторами. Наиболее благоприятны для освоения сланцевого газа породы с выраженной
тонкой слоистостью и сланцеватостью, поскольку газонасыщенность таких пород
значительно больше, а плотность техногенных (естественно-техногенных) трещин
намного выше по сравнению с толстослоистыми или массивными литомами [17].
Сланцевые породы, в той или иной мере обогащенные ОВ, выражены глинистыми и
карбонатно-глинистыми отложениями, степень катагенеза их не превышает МК 4 -АК 1 ,
а обычно составляет ПК-МК 3 . Для обозначения их в англоязычной
геологической литературе используется термин «black
shales».
Черные сланцы - это водноосадочные горные
породы, обычно темные, пелитоморфные и сланцеватые, обогащенные сингенетичным
органическим веществом преимущественно аквагенного и отчасти терригенного
типов.
В процессе катагенетической трансформации
горючих сланцев в битуминозные черные сланцы кероген или пелитоморфное
минеральное вещество петрофизически и физико-химически активируются, приобретая
дополнительную пористость и открытую микротрещиноватость. Так, практически
непроницаемые, гидрофильные, в различной степени пластичные, неблагоприятные
для эффективного естественного и техногенного трещинообразования горючие сланцы
и сапропелиты преобразуются в гидрофобные породы с интенсивным газонакоплением,
занимающие промежуточное положение между обычными коллекторами и покрышками
(рис. 2.1).
Рис.2.1. Принципиальная схема накопления газа в
различных неравномерно - гидрофобизованных низкопроницаемых породах (TGR) в
зоне мезокатагенеза.
- пески, песчаники; 2 - песчаники, алевролиты; 3
- алевролиты, ритмиты; 4 - горючие сланцы; 5 - черные сланцы; 6 - сапропелиты,
бурые угли; 7 - каменные угли; 8 - граница зон прото- и мезокатагенеза; 9 -
фронт глубинной гидрогеологической инверсии; 10 - струйная миграция глубиного
метана; 11 - миграция водорастворенного метана; 12 - зона неравномерной
гидрофобизации пород - интенсивного газонакопления в TGR.
Характеристики коллектора, определяющие
газоносность сланцев
. Содержание глин. Сланец является горной
породой, которая состоит из глинистых и неглинистых минералов (кварца и полевых
шпатов). Содержание глин в газосодержащих сланцах не должно превышать 50%,
иначе сланец будет подвержен пластичным деформациям, а значит, не сможет
образовывать трещины, которые являются основными путями миграции газа, т.е.
определяют его проницаемость.
2. Количество органического вещества (ОВ).
Оно должно превышать 1%, чтобы генерировать промышленные газовые скопления.
. Степень зрелости ОВ в сланцах, которая
в большинстве случаев определяется по отражательной способности витринита -
микроскопических остатков высшей растительности. Она выражается в у.е. и
обозначается символом R 0 .
Массовая генерация газовых углеводородов (УВ) - главная зона газообразования -
фиксируется значениями R 0
более 1,3 (рис.2.2.).
Рис. 2.2. Генерация УВ и стадии литогенеза [15]
Пористость. Она должна составлять не менее 3%,
для того чтобы сланец содержал достаточные для разработки объемы газа. Поры
имеют различные формы и размеры (рис.2.4).Что же касается общей пористости, то
она зависит от интенсивности литификации. Для глинистых отложений с
незначительным содержанием карбонатов и минералов свободного SiO 2
общая пористость контролируется преимущественно степенью катагенетического
уплотнения. Для чистых глин (диагенез-протокатагенез) она находится в пределах
20-40%, для уплотненных глин (МК 1 ) снижается до 10-15%, для
аргиллитоподобных глин (МК 2 ) - 2-10%, для аргиллитов (МК 3 -МК 4 )
- 3-5%, для аспидных сланцев и филлитов (апокатагенез - метагенез) - менее 3%
[24]. При содержании в глине органического вещества свыше 1-2% динамика
изменения пористости при катагенетическом уплотнении существенно меняется, что
определяется интенсивностью газогенерации.
В сланцах нефть и газ в основном генерируются
термогенным способом, т.е. при расщеплении (крекинге) органического вещества
или вторичном крекинге (расщеплении) нефти. В отношении залежей природного газа
возможен их биогенный генезис, а также различные варианты смешанного или
гибридного происхождения.
Термогенный генезис нефти и газа ассоциируется
со зрелым органическим веществом, которое подвергалось действию относительно
высоких температуры и давления, необходимых для того, чтобы происходила
генерация углеводородов [7]. При прочих равных условиях, более зрелое
органическое вещество должно генерировать большее количество геологических
ресурсов нефти и газа, чем менее зрелое органическое вещество.
По данным EIA
на 10 июня 2013 Россия находится на 9 месте по технически извлекаемым запасам
сланцевого газа (285 ТКФ) (рис.3.1.).
Рис.3.1. Топ 10 стран с технически извлекаемыми
запасами сланцевого газа (EIA,
2013)
Оценка EIA
ресурсов сланцевого газа и сланцевой нефти России главным образом основывается
на сланцах верхней юры баженовской свиты в Западно-Сибирском бассейне
(рис.3.2.). Это органически богатые кремнистые сланцы, являющиеся главной
нефтематеринской свитой для обычного газа и нефти добываемых в
Западно-Сибирском бассейне. Также EIA
рассматривала и другие бассейны (например, Тимано-Печорский), но публично
доступной информации для количественной оценки ресурсов было недостаточно [16].
Рис.3.2. Предполагаемые бассейны сланцевого газа
и сланцевой нефти в России (ARI, 2013)
Ресурсы сланцевого газа в баженовских сланцах
оцениваются в 1920 ТКФ, из них 285 ТКФ - технически извлекаемые (рис.3.3.).
Ресурсы сланцевой нефти оцениваются в 1234 млрд. баррелей и из них технически
извлекаемых - 74,6 млрд. баррелей.
Западно-Сибирский бассейн является крупнейшим
нефтегазоносным бассейном в мире. Расположен в пределах Западно-Сибирской
равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично
Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского
краев России. Площадь около 3,5 млн км². Нефтегазоносность
бассейна связана с отложениями юрского и мелового периодов. Большая часть
нефтяных и газонефтяных залежей находится на глубине 2000-3000 м; газа и
газоконденсата - на глубине до 2000 м. Нефть Западно-Сибирского бассейна
характеризуется низким содержанием серы (до 1,1 %), и парафина (менее 0,5 %),
содержание бензиновых фракций высокое (40-60 %).Сейчас на территории Западной
Сибири добывается 70 % российской нефти. Основной объём нефти извлекается
насосным способом. Из них уже извлечено 40-45% нефти [1].
EIA разделили
баженовскую свиту в Западно-Сибирском бассейне на основе TOC
и термической зрелости на: северную и центральную части. Северная часть
баженовской свиты имеет предполагаемую площадь 99740 миль 2 , среднее
содержание ТОС 5%, содержит нефть, жирный газ, сухой газ и конденсат.
Центральная часть баженовской свиты имеет предполагаемую площадь 116200 миль 2 ,
среднее содержание ТОС 10%, содержит термически зрелую сланцевую нефть [20].
Рис.3.3. Западно-Сибирский бассейн,
перспективные районы сланцевого газа и сланцевых нефтей ( ARI, 2013)
Баженовская свита присутствует на большей части
Западно-Сибирского бассейна. Пласты выходят в краевых частях бассейна и в
центре бассейна залегают на глубине более 5000 м. Общая мощность сланцев, как
правило, колеблется в диапазоне от 20 до 50 м. Баженовские отложения
накапливались в глубокой морской, анаэробной среде и состоят в основном из
кремнистых аргиллитов, богатых планктонным органическим веществом. Содержание
ТОС, как правило, самое высокое в центральной части бассейна (более 15%)
(рис.3.4.) и уменьшается к периферии бассейна, составляя на севере около 2-7% и
в центральной части - 5-10% [9].
Рис.3.4. Коллекторские свойства баженовских
сланцев (Lopatin et al., 2003)
В отложениях баженовской свиты фиксируется
аномально высокое пластовое давление. Измеренное давление на забое скважины на
нефтяном месторождении Салым являются аномально высокими, они до 70% выше по
сравнению с обычным гидростатическим давлением. Температурный градиент также
высокий. Содержание глины, как правило, меньше 20%.
Баженовская свита сложена чередованием сланцев с
высоким содержанием ТОС и карбонатных прослоев. Сланцы являются источником
нефти, которая приурочена к трещиноватым карбонатным слоям, в том случае, если
имеется достаточная емкость резервуара. Это похоже на месторождение Бакен Шейл
в Северной Дакоте, где карбонатный коллектор зажат между богатыми нефтью
сланцами.
Северная часть баженовской свиты является
перспективной на нефть, жирный газ/конденсат и сухой газ. Перспективность для
сланцевой нефти площади в 74400 миль 2 здесь определена: по
показателю отражения витринита (Ro)
со значениями между 0,6% и 1%, содержанием ТОС более чем 2% и глубиной
залегания пластов более чем 3300 футов. Площадь в 14800 миль 2
перспективна для жирного газа и конденсата, т.к. Ro
колеблется от 1% до 1,3%. Площадь в 10540 миль 2 перспективна для
сухого газа, Ro более 1,3%.
Перспективная площадь для северной части баженовской свиты ограничивается на
востоке, где глубоководные морские сланцы переходят в мелководные обломочные
отложения [9].
Центральная часть баженовской свиты содержит
116200 миль 2 площади перспективной на нефть с термической зрелостью
керогена (Ro) от 0,7% до
1%. Содержание ТОС в сланцах около 10%. Кроме того, центральная часть
баженовской свиты ограничивается с востока переходом морских сланцев в
обломочную формацию.
Сланцевая нефть в северной части баженовской
свиты имеет концентрацию, примерно, 13 млн. баррелей/миль 2 плюс
попутного газа в «нефтяном окне»; концентрация ресурсов в размер 4 млн.
баррелей/миль 2 и 42 МКФ (миллиардов кубических футов)/миль 2
в окне жирного газа/конденсата [18].
Ресурсы сланцевого газа в баженовской свите
оцениваются в 1920 ТКФ, с 285 ТКФ технически извлекаемыми. Ресурсы сланцевой
нефти оцениваются в 1234 млрд. баррелей и из них технически извлекаемых 74,6 млрд.
баррелей [11] В своем годовом отчете 2011 г. «Роснефть» оценивает извлекаемые
запасы нефти из баженовской свиты в 4,4 млрд. баррелей на своих лицензионных
участках в Западной Сибири [8].
В последние годы российские нефтяные компании
проявляют заинтересованность в методах бурения и добычи, используемых в США,
чтобы развивать нетрадиционные ресурсы нефти и газа. Роснефть, национальная
нефтяная компания России, подписала соглашения с Exxon Mobil и Statoil с целью
использования технологии горизонтального бурения и массовой стимуляции, чтобы
использовать сланцевые газовые и нефтяные ресурсы страны.
Площадь Тимано-Печорского бассейна составляет
около 122000 миль 2 . Основным источником богатых органикой сланцев
здесь являются верхнедевонские отложения (доманиковый горизонт франского
яруса). Эти породы состоят из тонкослоистых, темных кремнистых сланцев,
известняков и мергелей, накопившихся в глубоководных морских обстановках.
Исходные породы содержат кероген I и II типа с TOC в диапазоне от 1% до 15%,
как правило, в среднем - 5%. Эти породы имеют достаточную толщину и зрелость и
распространяются на большей части Тимано-Печорского бассейна, за исключением
юго-западной окраины. С термической зрелостью от 0,6% до 1% эти породы
располагаются, прежде всего, в нефтяном окне. К тому же содержание глины в
сланцах менее 10% [23].
Общая мощность доманиковых отложений колеблется
в интервале от 100 до 300 м. Доманиковая формация схожа с Duvernay формацией в
Западной Канаде. В настоящее время, публично доступных геологических и
пластовых данных недостаточно, чтобы подготовить количественную оценка ресурсов
газа и нефти для доманиковых отложений в Тимано-Печорском бассейне [21].
В северо-восточной части Балтийского бассейна в
Калининградской области EIA
оценивает запасы сланцевой нефти в 23 млрд. баррелей и запасы сланцевого газа в
20 ТКФ в перспективном районе. Из них 1.2 млрд. баррелей нефти и 2 ТКФ
сланцевого газа оцениваются в качестве технически извлекаемых [4].
4. Методология оценки запасов сланцевого газа
Описываемый метод оценки запасов сланцевой нефти
и сланцевого газа применяется Energy Information Administration (EIA). Метод
опирается на геологическую информацию, собранную из публично доступных
источников. Это общественно доступная информация дополняется опытом и
наработками в оценке месторождений США.
. Определение перспективной площади для
каждой сланцевой газовой/нефтяной формации.
. Оценка запасов сланцевого газа и
сланцевой нефти на месторождении.
. Расчет технически извлекаемых запасов
сланцевого газа и сланцевой нефти.
Бассейн Неукен (Neuquen) в Аргентнине будет
использован для иллюстрации некоторых из шагов оценки ресурсов [4].
Определение перспективной площади для каждой
сланцевой газовой/нефтяной формации Важным и сложным этапом оценки ресурсов
является установление участков, которые можно считать перспективными для
разработки сланцевого газа и сланцевой нефти. Критерии, используемые для
установления перспективных участков, включают в себя:
· Условия осадконакопления. Важным
критерием является обстановки осадконакопления сланца, в частности, имеет ли
этот сланец морское или неморское происхождение. Морские сланцы, как правило,
имеют низкое содержание глины и высокое содержание хрупких минералов, таких как
кварц, полевой шпат и карбонаты. Хрупкие сланцы положительно реагируют на
гидравлическую стимуляцию. Сланцы накапливающиеся не в морских (озерных или
речных) обстановках имеют более высокое содержание глины, являются более
пластическими и менее чувствительными к гидравлической стимуляции.
· Глубина залегания. Глубина залегания
перспективных отложений должна быть более чем 1000 м, но мене чем 5000 м.
Область с глубиной менее 1000 м имеет низкое пластовое давление, которое не
сможет обеспечить движение флюида по капиллярам. Кроме того, пласты, залегающие
ниже 1000 м, вероятнее всего, имеют высокое содержание пластовой воды. Пласты,
расположенные на глубине ниже 5000 м, скорее всего, будут иметь низкую
проницаемость и затраты на бурение скважин будут неоправданно большими.
· Общее содержание органического
вещества (TOC).Средний ТОС перспективной области должен быть больше, чем 2%.
Так ТОС в Marcellus Shale в New York по данным гамма каротажа превышает 5%
(рис.4.1.).
Рис.4.1. Связь гамма-каротажа и TOC.
· Термическая зрелость. Термическая
зрелость определяет степень преобразованности органического вещества.
Показатель отражения витринита (Ro)
используется в качестве показателя термической зрелости. Ro
перспективной площади должно быть больше 0,7%, но менее 1%. Жирный газ и
конденсат перспективных зон имеют Ro
между 1% и 1,3%. Области сухого газа имеют Ro
более 1,3%.
Географическое положение. Как правило,
перспективный район будет содержать ряд областей с более высоким качеством
сланцевого газа и сланцевой нефти, в том числе геологически благоприятных, с
высокой концентрации ресурсов и ряда областей с более плохими условиями для
дальнейшей разработки.
Наконец, бассейнам сланцевого газа и сланцевой
нефти, которые имеют очень высокое содержание глины и/или имеют очень высокую
геологическую сложность, присваивается высокий фактор риска и они исключаются
из оценки ресурсов. При дальнейшем развитии технологии добычи или в других
экономических условиях может произойти включение этих бассейнов в оценку
ресурсов.
Оценка запасов сланцевого газа и сланцевой нефти
на месторождении(OIP/GIP). Нефть
на месторождении (OIP).
Расчет нефти для данной площади контролируется в основном двумя основными
характеристиками - толщиной чистых органически богатых сланцев и пористостью
заполненной нефтью. Кроме того, давление и температура регулируют объем газа в
пластовой нефти, определяемый объемным коэффициентом пласта.
· Толщина чистого органически богатого
сланца. Чистый валовой коэффициент используется для учета органически пустой
породы в органически богатом интервале и позволяет оценить толщину чистых
органически богатых сланцев.
· Заполненность пор нефтью и газом.
Если данные о заполненности пор отсутствуют, то принимается, что поры заполнены
нефтью, свободным газом и водой.
· Давление. Особое внимание должно
быть уделено зонам с повышенным давлением. Избыточное давление дает возможность
большей части нефти быть произведенной резервуаром после достижения нефти точки
насыщения.
· Температура. Стандартный температурный
градиент 1.25 0 F на 100 футов глубины и температура поверхности 60
градусов F используются, когда фактические данные о температуре недоступны.
Приведенные выше данные были объединены с
помощью уравнения для расчета OIP
на квадратную милю.
H-мощность
органически богатых сланцев, м,
Φ - пористость,
безразмерная величина,
(So) - представляет собой долю пористости,
заполненной нефтью (So)
вместо воды (Sw) или газа (Sg),
безразмерная величина,это объемный коэффициент нефти, равный отношению объема
нефти в пласте к объему товарной нефти; пластовое давление, температура и
термическая зрелость (Ro) используются для определения значения Boi.
В общем, сланцевая нефть в резервуаре содержит
попутный газ. Поскольку давление в резервуаре сланцевой нефти падает ниже
давления насыщения, часть газа из нефтяного раствора начинает отделяться и
образуется свободная газовая фаза [3],[10].
· Свободный газ на месторождении.
Расчет количества свободного газа в пласте для данного ареала регулируется, в
значительной степени, четырьмя характеристиками: давлением, температурой,
газонасыщенной пористостью и мощностью органически богатых сланцев. Давление.
Методология исследования уделяет особое внимание выявлению областей с
избыточным давлением, т.к. оно обеспечивает более высокую концентрацию газа,
содержащегося в фиксированном объеме резервуара. Температура. Особое внимание
нужно уделять областям с повышенным температурным градиентом при оценке
запасов.
· Поры заполненные газом. Когда данные
пористости недоступны, акцент делается на минеральном составе сланца и оценке
пористости как на аналогичных американских сланцевых бассейнах. Если данные
недоступны, то предполагается, что поры заполнены газом и остаточной водой.
· Толщина органически богатого сланца.
Для расчета свободного GIP используется
следующая формула:
А - площадь в акрах, H-
мощность органически богатых сланцев, м,
Φ - пористость,
безразмерная величина,
(Sg) - это часть пористости, заполненной газом
(Sg) вместо воды (Sw)
или нефти (So), безразмерная величина,
С. Адсорбированный газ на месторождении. В
дополнение к свободному газу, сланец может содержать значительные количества
газа, адсорбированного на поверхности органических (и глинистых) частиц.
Количество адсорбированного газа, рассчитывается
по следующей формуле:
Для того чтобы установить объем Ленгмюра (VL) и
давление Ленгмюра (PL), используется изотерма адсорбции или изотерма Ленгмюра -
зависимость количества адсорбированного вещества (величины адсорбции) от
парциального давления этого вещества в газовой фазе (или концентрации раствора)
при постоянной температуре.
Выше содержание газа (GC) (обычно измеряется в
кубических футах на тонну чистого сланца) превращают в концентрацию газа (GIP
адсорбированного на квадратную милю), используя значения плотности сланца.
(Значения плотности для сланцев, как правило, около 2,65 г /см и зависят от
минералогии и количества органического вещества.)
Свободный газ на месторождении (GIP) и
адсорбированный GIP объединяются для оценки концентрации ресурсов
(млрд.куб.футов/ миль 2 ) для перспективной площади сланцевого газа.
На рис.4.3. показаны относительные вклады свободного газа и адсорбированного
газа в суммарном объеме в зависимости от давления.
Рис. 4.3. Соотношение объемов адсорбированного и
свободного газа в зависимости от давления [4].
Факторы риска/успеха. Эти два фактора
заключаются в следующем:
· Вероятность успешного фактора. Успех
зависит от того, даст ли хотя бы некоторая небольшая часть перспективного
месторождения хороший приток нефти или газа. Это в свою очередь определяется
объемом известных геологических данных. Так сланцевые образования, с
ограниченными геологическими и пластовыми данными, имеют вероятность успеха
30-40%.
· Причины рисков перспективных
областей. Некоторые части перспективных областей могут быть непродуктивными,
обычно это связанно с: высокой структурной сложностью района; с меньшей
термической зрелостью органики (Ro
0,7%, 0,8%); краевыми частями, где может быть недостаточное количество ОВ;
Факторы риска будут также зависеть от
изученности бассейна и достоверности имеющихся данных. Продолжение поисков и
оконтуривания, обеспечивают более точное определение перспективной площади,
коэффициент потенциального успеха будет меняться.
Оценка технически извлекаемых ресурсов
Технически извлекаемые ресурсы устанавливается
путем умножения оцененных запасов нефти и газа на коэффициент добычи, который
зависит от ряда геологических факторов. Коэффициент извлечения использует
информацию о минеральном составе сланца, чтобы определить его подверженность
применения ГРП, а также учитывает, другую информацию, которая будет влиять
сланцев
Похожие работы на - Сланцевый газ Курсовая работа (т). Геология.
Социальные Взаимодействия Реферат
Контрольная Работа По Истории России 11 Класс
Основное Производство Курсовая Работа
Контрольная Работа Параллельность Прямых
Реферат: Отлив тысячелетия. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная работа по теме Ценообразование на потребительском рынке
Схема Эссе По Английскому
Реферат На Тему Доказательства В Гражданском Процессе
Реферат: Пушкин Александр Сергеевич
Курсовая работа по теме Густав Шпет: русская философия как показатель европеизации России
Курсовая работа по теме Анализ и экономическое обоснование показателей по труду предприятия торговли
Реферат: Шпаргалка по курсу философии 3 курс юрфака
Гражданин Как Субъект Трудового Права Заказать Реферат
Контрольная Работа По Теме Числовые Неравенства
Реферат На Тему Краткая Характеристика Предприятия Оао "Минский Завод Отопительного Оборудования"
Теории Происхождения Права Курсовая Работа
Курсовая работа по теме Трудовой стаж: понятие и виды
Курсовая работа: The origin of language
Эссе Закон Устанавливает Справедливость
Смерчи Реферат По Бжд
Похожие работы на - Леонардо, Рафаэль, Микеланджело
Реферат: Этика Макиавелли
Курсовая работа: Историко-культурные достопримечательности Рязанской области