مهندسی مخزن کاربردی (۲): تعریف انواع ذخیره (Reserve) + مراحل عمر مخزن

در پست قبلی (این لینک)، یک سری توضیحات کلی در مورد مهندسی مخزن خدمت شما ارائه کردم.

در سلسله پست‌های مربوط به مهندسی مخزن کاربردی، قصد دارم که با توجه به اطلاعاتی که تا بدین لحظه به دست آورده‌ام و همچنین با هدف ثبت و مستندسازی آنها، پایه خودم را جهت کار در پروژه‌های مطالعات مخزن تقویت کنم. امیدوارم که شما نیز با من همراه شوید.

امروز در حال مطالعه برنامه توسعه یکی از میادین ایران بودم که جدول زیر توجهم را جلب کردم:

دو سوال برای من پیش آمد:

۱- منظور از پارامترهای P90 و P50 و P10 چیست؟

۲- چرا پارامتر P50 بولد شده است؟

به این دو سوال مهم در این پست و پست بعدی پاسخ خواهم داد.

تعریف ذخیره مخزن (Reserve): مقدار نفتی که انتظار می‌رود به صورت اقتصادی از مخزن تولید شود.

مراحل عمر یک مخزن به صورت زیر می‌باشند:

۱- فاز اکتشاف (Exploration stage): عمده‌ترین فعالیت‌هایی که در این فاز انجام می‌شوند عبارتند از سایزمیک و حفر چاه‌های اکتشافی که این دو مورد به طور معمول حدود ۲۰ تا ۳۰ درصد هزینه‌های پروژه را شامل می‌شوند.

۲- فاز ارزیابی (Appraisal stage): اساساً در این فاز به جمع‌آوری داده می‌پردازیم تا بتوانیم دید بهتری نسبت به مخزن پیدا کنیم. در این مرحله نیاز است که چاه‌های ارزیابی حفر کنیم تا بتوانیم داده بیشتری جمع‌آوری کنیم. در این فاز با جمع‌آوری این داده‌ها می‌توانیم تشخیص دهیم که آیا پروژه ما قابل ادامه هست یا نه. روش‌های جمع‌آوری داده شامل لاگینگ، مغزه‌گیری، نمونه‌گیری سیال، چاه‌آزمایی و .. می‌باشد. مدت زمان این فاز بستگی به تصمیم‌گیری‌های تکنیکی و اقتصادی دارد. یکی از مهمترین کارهایی که در این فاز انجام می‌دهیم، تعیین مقدار ذخیره مخزن است.

۳- فاز توسعه (Development stage): در این فاز مطالعات مخزن صورت می گیرد و همچنین برای چاه های تولیدی و تزریقی، تجهیزات سطح الارضی و خطوط لوله نیز برنامه ریزی انجام می شود.

۴- فاز تولید (Production stage): در این فاز مدیریت باید در مورد بهبود توانایی تولید و همچنین افزایش بازیافت نفت تصمیم‌گیری کند. فاز توسعه و تولید مجموعاً بازه زمانی شروع تولید از مخزن تا لحظه ترک مخزن را پوشش می‌دهد.

۵- فاز ترک (Abandonment stage): این لحظه زمانی اتفاق می‌افتد که تولید از مخزن به دلیل مسائلی همچون دبی پایین نفت تولیدی و یا تولید آب بالا اقتصادی نمی‌باشد.

برخی از استراتژی‌های ارزیابی و توسعه میدان در پروژه‌های توسعه میدان (Field development plan) عبارتند از:

• بهینه‌سازی لوله مغزی
• حفر چاه میانی
• فرازآوری مصنوعی
• تزریق آب
• تزریق گاز
• مدرن‌سازیِ Central Processing Facility یا همان CPF که شامل مواردی همچون واحد نمک‌زدایی، واحد جداسازی، water treatment و … می‌شود.
• سایزمیک

یکی از فعالیت‌های بسیار مهم در طول عمر یک پروژه، تخمین مقدار ذخیره مخزن (Reserve) می‌باشد. مقدار نفت و گاز درجای مخزن از مهمترین دارایی‌های شرکت‌های نفتی است که تعیین مقدار آن بسیار پیچیده است و تابع عواملی همچون برنامه توسعه میدان و تکنولوژی‌های موجود می‌باشد. بنابراین، ما در تمام فازهای اکتشاف، توسعه و تولید کار تخمین ذخیره را انجام می‌دهیم ولی تخمین مقدار ذخیره یک فعالیت بسیار مهم در فاز ارزیابی است.

قبل از هر گونه تولید از میدان، معمولاً ذخیره مخزن تخمین زده می‌شود و با عبارت STOIIP بیان می‌شود که مخفف عبارت Stock Tank Oil Initially In Place می‌باشد. این تخمین با استفاده از داده‌های جمع‌آوری شده که شامل داده‌های زمین‌شناسی، ژئوفیزیکی، پتروفیزیکی، لاگ و … می‌باشد و توسط رابطه ریاضی زیر محاسبه می‌شود:

مقدار STOIIP صرفا بیانگر حجم نفت موجود در مخزن است و نباید با مقدار نفت قابل بازیافت (Recoverable oil یا Movable oil) اشتباه گرفته شود. مقدار نفت قابل بازیافت از طریق تست‌های آزمایشگاهی که بر روی نمونه‌های مغزه انجام می‌شود بدست می‌آید.

قسمتی از ضخامت مخزن که در تولید سیال مشارکت دارد را ضخامت خالص (Net pay) می‌‌نامند. حال اگر قسمت‌هایی از ضخامت مخزن را که در تولید مشارکت ندارند به ضخامت خالص اضافه کنیم، ضخامت ناخالص (Gross pay) بدست خواهد آمد. نسبت ضخامت خالص به ضخامت ناخالص (NTG) یکی از پارامترهای بسیار مهم در ارزیابی مخزن می‌باشد.

ذخیره یا همان Reserve به دو دسته طبقه‌‌بندی می‌شود:

۱- ذخایر اثبات شده (Proved reserves): ذخایر اثبات شده آن مقادیری از نفت هستند که می‌توان با اطمینان معقولی (Reasonable certainty) تخمین زد که از لحاظ اقتصادی قابل بازیافت هستند. ذخایر proved را می‌توان به دو دسته توسعه‌ یافته (developed) یا توسعه‌ نیافته (Undeveloped) طبقه‌بندی کرد. 

اگر از روش‌های قطعی (Deterministic methods) استفاده می‌شود، اصطلاح reasonable certainty بدان معناست که مقادیر نفت با درجه اطمینان بالایی بازیافت خواهند شد. اگر از روش‌های احتمالاتی (Probabilistic methods) استفاده می‌شود، باید حداقل یک احتمال ۹۰ درصدی وجود داشته باشد که مقادیر واقعی بازیافت شده برابر یا بیشتر از مقادیر تخمین زده شده باشند.