Olje- och gasreserver och resurskvantifiering

Att blossa ett flödestest, den första yttre indikationen på en ny olje- eller gasfyndighet, som har potential att kvalificera sig för reservbedömning

Olje- och gasreserver betecknar upptäckta kvantiteter av råolja och naturgas (olje- eller gasfält ) som med lönsamhet kan produceras/utvinnas från en godkänd utbyggnad. Olje- och gasreserver knutna till godkända operativa planer som lämnats in på dagen för reservrapportering är också känsliga för fluktuerande globala marknadspriser. De återstående resursuppskattningarna (efter att reserverna har redovisats) är sannolikt subkommersiella och kan fortfarande vara under bedömning med potential att vara tekniskt utvinningsbara när de väl etablerats kommersiellt. Naturgas förknippas ofta med olja direkt och gasreserver anges vanligtvis i fat oljeekvivalenter ( BoE ) . Följaktligen följer både olje- och gasreserver, såväl som resursuppskattningar, samma rapporteringsriktlinjer och benämns nedan gemensamt för olja & gas .

Kvantifiering

En oljekälla i Kanada

Detaljerade klassificeringsscheman har utarbetats av industrispecialister för att kvantifiera volymer av olja och gas som ackumulerats under jorden (känd som " underjord") . Dessa system ger ledning och investerare möjlighet att göra kvantitativa och relativa jämförelser mellan tillgångar, innan de garanterar de betydande kostnaderna för att leta efter, utveckla och utvinna dessa ansamlingar. Klassificeringssystem används för att kategorisera osäkerheten i volymuppskattningar av den utvinningsbara oljan och gasen och chansen att de existerar i verkligheten (eller riskerar att de inte gör det) beroende på resursens mognad. Potentiella olje- och gasansamlingar under ytan som identifierats under prospektering klassificeras och rapporteras som potentiella resurser . Resurser omklassificeras som reserver efter utvärdering , vid den tidpunkt då en tillräcklig ansamling av kommersiell olja och/eller gas har bevisats genom borrning, med auktoriserade och finansierade utvecklingsplaner för att påbörja produktionen inom de rekommenderade fem åren. Reservuppskattningar krävs av myndigheter och företag och görs i första hand för att stödja operativa eller investeringsbeslutsfattande av företag eller organisationer som är involverade i verksamheten att utveckla och producera olja och gas. Reservvolymer är nödvändiga för att fastställa företagets finansiella status, som kan vara skyldigt att rapportera dessa uppskattningar till aktieägare och "resursinnehavare" i de olika stadierna av resursmognad.

För närvarande är den mest accepterade klassificerings- och rapporteringsmetoden 2018 års petroleum resources management system ( PRMS ), som sammanfattar ett konsekvent tillvägagångssätt för att uppskatta olje- och gaskvantiteter inom en omfattande klassificeringsram, gemensamt utvecklad av Society of Petroleum Engineers ( SPE ), World Petroleum Council ( WPC ), American Association of Petroleum Geologists ( AAPG ), Society of Petroleum Evaluation Engineers ( SPEE ) och Society of Economic Geologists ( SEG ). Offentliga företag som registrerar värdepapper på den amerikanska marknaden måste rapportera bevisade reserver enligt Securities and Exchange Commission ( SEC ) rapporteringskrav som delar många delar med PRMS. Försök har också gjorts att standardisera mer generaliserade metoder för rapportering av olje- och gasresursbedömningar på nationell nivå eller på bassängnivå .

Reserver och resursrapportering

En olje- eller gasresurs avser kända (upptäckta fält ) eller potentiella ansamlingar av olja och/eller gas ( dvs oupptäckta prospekt och led ) i jordskorpans underyta. Alla reserv- och resursuppskattningar innebär osäkerhet i volymuppskattningar (uttryckt nedan som Låg, Mellan eller Hög osäkerhet), såväl som en risk eller chans att existera i verkligheten, beroende på nivån av bedömning eller resursmognad som styr mängden tillförlitlig geologisk tillgängliga tekniska data och tolkningen av dessa data.

TABELL I: Klassificeringssammanfattning som visar volymosäkerhet (låg, medel eller hög) med ökande chanser för en ackumulering att existera och vara kommersiell uppåt, vilket återspeglar större resursmognad
RESURSKLASS	LÅG	MITTEN	HÖG
Reserver	1P	2P	3P
Betingade resurser	1C	2C	3C
Prospektiva resurser	1U	2U	3U

Uppskattning och övervakning av reserver ger en inblick i till exempel ett företags framtida produktion och ett lands olje- och gasförsörjningspotential. Som sådan är reserver ett viktigt sätt att uttrycka värde och livslängd på resurser.

I PRMS har termerna "Resurser" och "Reservs" distinkt och specifik betydelse med avseende på olje- och gasansamlingar och kolväteprospektering i allmänhet. Graden av noggrannhet som krävs vid tillämpningen av dessa villkor varierar dock beroende på resursens mognadsgrad som anger rapporteringskraven. Olje- och gasreserver är resurser som är, eller rimligen är säkra på att vara, kommersiella (dvs. lönsamma). Reserver är den huvudsakliga tillgången för ett olje- och gasbolag ; bokning är den process genom vilken de läggs till balansräkningen . Betingade och framtida resursuppskattningar är mycket mer spekulativa och bokförs inte med samma grad av noggrannhet, vanligtvis endast för internt företagsbruk, vilket återspeglar en mer begränsad datauppsättning och bedömningsmognad. Om de publiceras externt ökar dessa volymer uppfattningen om tillgångsvärdet , vilket i sin tur kan påverka olje- och gasbolagens aktie- eller aktievärde . PRMS tillhandahåller ett ramverk för ett konsekvent tillvägagångssätt för uppskattningsprocessen för att uppfylla rapporteringskraven från särskilt börsnoterade företag. Energiföretag kan anlita specialiserade, oberoende konsulter för reservvärdering för att tillhandahålla tredjepartsrapporter som en del av SEC- ansökningar för antingen reserver eller resursbokning. ^{[ citat behövs ]}

Reserver

Reservrapportering av upptäckta ansamlingar regleras av snäva kontroller för informerade investeringsbeslut för att kvantifiera olika grader av osäkerhet i återvinningsbara volymer. Reserver definieras i tre underkategorier enligt systemet som används i PRMS: Beprövad ( 1P ), Sannolik och Möjlig. Reserver definierade som Sannolik och Möjlig är inkrementella (eller ytterligare) upptäckta volymer baserat på geologiska och/eller tekniska kriterier liknande de som används för att uppskatta bevisade reserver. Även om de inte klassificeras som betingade, utesluter vissa tekniska, kontraktuella eller regulatoriska osäkerheter att sådana reserver klassificeras som bevisade. De mest accepterade definitionerna av dessa är baserade på de som ursprungligen godkändes av SPE och WPC 1997, vilket kräver att reserver upptäcks, utvinns, kommersiella och kvarstår baserat på regler som styr klassificeringen i underkategorier och de deklarerade utvecklingsprojektplanerna som tillämpas. Troliga och möjliga reserver kan användas internt av oljebolag och statliga myndigheter för framtida planeringsändamål men sammanställs inte rutinmässigt eller enhetligt.

Beprövade reserver

Bevisade reserver är upptäckta volymer som påstås ha en rimlig säkerhet att kunna utvinnas under existerande ekonomiska och politiska förhållanden och med befintlig teknologi. Branschspecialister hänvisar till denna kategori som "P90" (det vill säga att ha en 90% säkerhet för att producera eller överskrida P90-volymen på sannolikhetsfördelningen). Beprövade reserver är också kända i branschen som 1P . Bevisade reserver kan hänvisas till som beprövad utvecklad (PD) eller som bevisad outvecklad (PUD). PD-reserver är reserver som kan produceras med befintliga brunnar och perforeringar, eller från ytterligare reservoarer där minimala ytterligare investeringar (driftskostnad) krävs ( t.ex. öppnande av en uppsättning perforeringar som redan är installerade). PUD-reserver kräver ytterligare kapitalinvesteringar (t.ex. borrning av nya brunnar) för att få oljan och/eller gasen till ytan.

Redovisning av produktion är en viktig övning för företag. Producerad olja eller gas som har tagits upp till ytan (produktion) och sålts på internationella marknader eller raffinerats i landet är inte längre reserver och tas bort från boknings- och företagsbalansräkningarna. Fram till januari 2010 var "1P" bevisade reserver den enda typen som US SEC tillät oljebolag att rapportera till investerare. Företag noterade på amerikanska börser kan uppmanas att verifiera sina påståenden konfidentiellt, men många regeringar och nationella oljebolag avslöjar inte verifierande data offentligt. Sedan januari 2010 tillåter SEC nu företag att även tillhandahålla ytterligare valfri information som deklarerar 2P (både bevisat och troligt) och 3P (bevisat plus sannolikt plus möjligt) med diskretionär verifiering av kvalificerade tredjepartskonsulter, även om många företag väljer att använda 2P- och 3P-uppskattningar endast för interna ändamål.

Troliga och möjliga reserver

Ett exempel på en volymosäkerhetsfördelning, med volymerna P10, P50 och P90 indikerade (skapad med en probabilistisk beräkningsmetod)

Sannolika ytterligare reserver hänförs till kända ackumuleringar och den probabilistiska, kumulativa summan av bevisade och sannolika reserver (med en sannolikhet på P50), även kallad i branschen som " 2P " (Proven plus Probable) P50-beteckningen betyder att det bör finnas minst 50 % chans att de faktiska återvunna volymerna kommer att vara lika med eller överstiga 2P -uppskattningen.

Eventuella ytterligare reserver hänförs till kända ansamlingar som har en lägre chans att återvinnas än sannolika reserver. Skälen för att tilldela en lägre sannolikhet för utvinning Möjliga reserver inkluderar varierande tolkningar av geologi, osäkerhet på grund av reservutfyllnad (förknippad med variation i läckage mot en produktionsbrunn från angränsande områden) och prognostiserade reserver baserade på framtida utvinningsmetoder. Den probabilistiska, kumulativa summan av bevisade, sannolika och möjliga reserver hänvisas till i branschen som " 3P " (bevisat plus sannolikt plus möjligt) där det finns en 10 % chans att leverera eller överskrida P10-volymen.( ibid )

Resursuppskattningar

Resursuppskattningar är oupptäckta volymer, eller volymer som ännu inte har borrats och strömmat till ytan. En icke-reserverad resurs behöver per definition inte vara tekniskt eller kommersiellt utvinningsbar och kan representeras av en enda eller ett aggregat av flera potentiella ansamlingar, t.ex. en uppskattad geologisk bassängresurs .

Schematisk graf som illustrerar petroleumvolymer och sannolikheter. Kurvor representerar kategorier av olja i bedömning. Det finns en 95 % chans dvs sannolikhet, (P95 och ofta hänvisad till i branschen som F95) för minst volym V1 av ekonomiskt utvinningsbar olja, och det finns en 5 % chans (P05 eller F05) för minst volym V2 av ekonomiskt utvinningsbar olja.

Det finns två resurskategorier som inte är reserverade:

Betingade resurser

När en upptäckt har gjorts kan potentiella resurser omklassificeras till betingade resurser . Betingade resurser är de ansamlingar eller fält som ännu inte anses mogna nog för kommersiell utveckling, där utvecklingen är betingad av att en eller flera villkor förändras. Osäkerheten i uppskattningarna för utvinningsbara olje- och gasvolymer uttrycks i en sannolikhetsfördelning och underklassificeras utifrån projektets mognad och/eller ekonomisk status ( 1C , 2C , 3C , ibid ) och dessutom tilldelas en risk, eller chans , att existera i verkligheten (POS eller COS).

Prospektiva resurser

Tilltänkta resurser , som är oupptäckta, har det bredaste utbudet av volymosäkerheter och har den högsta risken eller chansen att vara närvarande i verkligheten (POS eller COS). På prospekteringsstadiet (före upptäckten) kategoriseras de efter det breda utbudet av volymosäkerheter (vanligtvis P90-P50-P10 ) . I PRMS klassificeras volymintervallet av förkortningarna 1U , 2U och 3U vilket återspeglar graderna av osäkerhet. Företag är vanligtvis inte skyldiga att offentligt rapportera sina synpunkter på potentiella resurser men kan välja att göra det frivilligt.

Uppskattningstekniker

Den totala uppskattade kvantiteten ( volymerna ) olja och/eller gas som finns i en underjordisk reservoar kallas olja eller gas initialt på plats ( STOIIP respektive GIIP ). Emellertid kan endast en bråkdel av den befintliga oljan och gasen föras upp till ytan ( utvinningsbar ), och det är endast denna producerbara fraktion som anses vara antingen reserver eller en resurs av något slag. Förhållandet mellan på plats och utvinningsbara volymer kallas återvinningsfaktorn ( RF ) , som bestäms av en kombination av underjordisk geologi och den teknik som används för utvinning . Vid rapportering av olje- och gasvolymer bör det för att undvika förvirring klargöras om de finns på plats eller utvinningsbara volymer.

Lämplig teknik för resursuppskattningar bestäms av resursmognad. Det finns tre huvudkategorier av teknik, som används genom resursmognad i olika grad: analog (substitution), volumetrisk (statisk) och prestationsbaserad (dynamisk), som kombineras för att hjälpa till att fylla luckor i kunskap eller data. Både probabilistiska och deterministiska beräkningsmetoder används vanligtvis för att beräkna resursvolymer, med deterministiska metoder som främst tillämpas för uppskattning av reserver (låg osäkerhet) och probabilistiska metoder för allmän resursuppskattning (hög osäkerhet).

TABELL II: Uppskattningstekniker tillämpade med minskande resursmognad till höger
Metod	Metod	1P	2P	3P	1C	2C	3C	1U	2U	3U
Analog	YTF (Ingen segmentproduktion)							☉	☉	☉
	YTF (Med segmentproduktion)							☉	☉	☉
Volumetrisk	Deterministisk	☉	☉	☉	☉	☉	☉	☉	☉	☉
	Probabilistiska modeller	☉	☉	☉	☉	☉	☉	☉	☉	☉
	Statiska reservoarmodeller	☉	☉	☉	☉	☉	☉
Prestationsbaserad	Dynamisk reservoarsimulering	☉	☉	☉	☉
	Materialbalans	☉	☉
	Analys av nedgångskurvan	☉	☉
Okonventionell reservoar	Pilot (hastighetstransient)	☉	☉	☉	☉	☉	☉	☉	☉	☉

Kombinationen av geologiska, geofysiska och tekniska tekniska begränsningar innebär att kvantifieringen av volymer vanligtvis utförs av integrerade tekniska och kommersiella team som i första hand består av geovetare och underjordsingenjörer , ytingenjörer och ekonomer. Eftersom geologin i underytan inte kan undersökas direkt måste indirekta tekniker användas för att uppskatta resursens storlek och utvinningsbarhet. Medan ny teknik har ökat noggrannheten hos dessa uppskattningstekniker kvarstår fortfarande betydande osäkerheter, som uttrycks som en rad potentiella utvinningsbara mängder olja och gas med hjälp av probabilistiska metoder. I allmänhet är de flesta tidiga uppskattningar av reserverna i ett olje- eller gasfält (snarare än resursuppskattningar) konservativa och tenderar att växa med tiden . Detta kan bero på tillgången på mer data och/eller den förbättrade matchningen mellan förutspådd och faktisk produktionsprestanda.

Lämplig extern rapportering av resurser och reserver krävs från börsnoterade företag, och är en redovisningsprocess som styrs av strikta definitioner och kategorisering som administreras av myndigheter som reglerar aktiemarknaden och följer statliga lagkrav. Andra nationella organ eller branschorgan kan frivilligt rapportera resurser och reserver men är inte skyldiga att följa samma strikta definitioner och kontroller.

Analog (YTF) metod

Analoger tillämpas på potentiella resurser i områden där det finns lite, eller ibland ingen, befintlig data tillgänglig för att informera analytiker om den sannolika potentialen för en möjlighet eller ett spelsegment. Enbart analoga tekniker kallas ännu att hitta ( YTF ), och innebär att identifiera områden som innehåller producerande tillgångar som liknar de som uppskattas geologiskt och ersätta data för att matcha vad som är känt om ett segment. Möjlighetssegmentet kan skalas till vilken nivå som helst beroende på analytikerns specifika intresse, oavsett om det är på global nivå, land, bassäng, strukturell domän, lek, licens eller reservoarnivå. YTF är konceptuellt och används ofta som en metod för att avgränsa potential i gränsområden där det inte finns någon olje- eller gasproduktion eller där nya lekkoncept introduceras med upplevd potential. Analogt innehåll kan dock även ersätta alla parametrar under ytan där det finns luckor i data i mer mogna reserver eller resursinställningar (nedan).

Volumetrisk metod

Olje- och gasvolymer kan beräknas med hjälp av en volymekvation:

Återvinningsbar volym = Brutto stenvolym * Netto/brutto * Porositet * Olje- eller gasmättnad * Volymfaktor * Återvinningsfaktor [ ^{citat behövs ]}

... där bruttobergvolymen beskriver hela bergenheten som innehåller olja och/eller gas, netto/brutto rabatter icke-reservoardelar av reservoarintervallet, porositeten beskriver procentandelen av den nettoreservoaren som representerar effektivt porutrymme (rabatterande reservoar matris), beskriver kolvätemättnaden hur mycket av porutrymmet som upptas av olja och/eller gas (blandat med vatten), volymfaktorn definierar volymen olja (och löst gas) vid reservoartryck och temperatur som krävs för att producera ett lager tankfat olja vid ytan och återvinningsfaktorn uttrycks som förhållandet mellan på plats och utvinningsbara volymer. Deterministiska volymer beräknas när enstaka värden används som ingångsparametrar till denna ekvation, vilket kan inkludera analogt innehåll. Sannolikhetsvolymer är beräkningar när osäkerhetsfördelningar används som indata för alla eller några av ekvationens termer (se även Copula (sannolikhetsteori) ), som bevarar beroenden mellan parametrar. Dessa geostatistiska metoder tillämpas oftast på potentiella resurser som fortfarande behöver testas av borrkronan. Betingade resurser kännetecknas också av volymetriska metoder med analogt innehåll och osäkerhetsfördelningar innan betydande produktion har inträffat, där rumslig distributionsinformation kan bevaras i en statisk reservoarmodell . Statiska modeller och dynamiska flödesmodeller kan fyllas med analoga reservoarprestandadata för att öka förtroendet för prognoser när mängden och kvaliteten på statiska geovetenskapliga och dynamiska reservoarprestandadata ökar.

Prestationsbaserade metoder

När produktionen väl har påbörjats tillåter produktionshastigheter och tryckdata en viss grad av förutsägelse av reservoarprestanda, vilket tidigare kännetecknades av att analoga data ersattes. Analog data kan fortfarande ersätta förväntad reservoarprestanda där specifika dynamiska data kan saknas, vilket representerar ett "bästa tekniska" resultat.

Reservoarsimulering

Reservoarsimulering är ett område inom reservoarteknik där datormodeller används för att förutsäga flödet av vätskor (vanligtvis olja, vatten och gas) genom porösa medier . Mängden olja och gas som kan utvinnas från en konventionell reservoar utvärderas genom att noggrant karakterisera de statiska utvinningsbara volymerna och historien som matchar den med dynamiskt flöde. Reservoarens prestanda är viktig eftersom återvinningen förändras när reservoarens fysiska miljö anpassas med varje extraherad molekyl; ju längre en reservoar har flödat, desto mer exakt är förutsägelsen av återstående reserver. Dynamiska simuleringar används ofta av analytiker för att uppdatera reservvolymer, särskilt i stora komplexa reservoarer. Daglig produktion kan matchas mot produktionsprognoser för att fastställa noggrannheten hos simuleringsmodeller baserade på faktiska volymer av utvunnen olja eller gas. Till skillnad från analoger eller volymetriska metoder ovan ökar graden av förtroende för uppskattningarna (eller omfattningen av utfall) när mängden och kvaliteten på geologiska, tekniska och produktionsprestandadata ökar. Dessa måste sedan jämföras med tidigare uppskattningar, vare sig de härrör från analog, volymetrisk eller statisk reservoarmodellering innan reserverna kan justeras och bokas.

Materialbalansmetoden

Materialbalansmetoden för ett olje- eller gasfält använder en ekvation som relaterar volymen olja, vatten och gas som har producerats från en reservoar och förändringen i reservoartrycket för att beräkna återstående olja och gas . Det antas att när vätskor från reservoaren produceras kommer det att ske en förändring i reservoartrycket som beror på den återstående volymen olja och gas. Metoden kräver omfattande tryck-volym-temperaturanalys och en noggrann tryckhistorik för fältet. Det kräver att viss produktion inträffar (vanligtvis 5 % till 10 % av slutlig återvinning), såvida inte tillförlitlig tryckhistorik kan användas från ett fält med liknande berg- och vätskeegenskaper.

Metod för produktionsnedgångskurva

Exempel på en produktionsnedgångskurva för en enskild brunn

Metoden för nedgångskurva är en extrapolering av kända produktionsdata för att passa en nedgångskurva och uppskatta framtida olje- och gasproduktion. De tre vanligaste formerna av nedgångskurvor är exponentiella, hyperboliska och harmoniska. Det antas att produktionen kommer att minska på en någorlunda jämn kurva och därför måste hänsyn tas till instängda brunnar och produktionsrestriktioner. Kurvan kan uttryckas matematiskt eller plottas på en graf för att uppskatta framtida produktion. Den har fördelen av att (implicit) sammanblanda alla reservoaregenskaper. Det krävs en tillräcklig produktionshistorik för att fastställa en statistiskt signifikant trend, helst när produktionen inte begränsas av regulatoriska eller andra artificiella förhållanden.

Reservtillväxt

Erfarenheten visar att initiala uppskattningar av storleken på nyupptäckta olje- och gasfält vanligtvis är för låga. Allt eftersom åren går tenderar successiva uppskattningar av den slutliga återhämtningen av fält att öka. Termen reservtillväxt syftar på de typiska ökningarna (men minskande intervall) av den beräknade slutliga återhämtningen som sker när olje- och gasfält utvecklas och produceras. Många oljeproducerande länder avslöjar inte sina reservoartekniska fältdata och lämnar istället oreviderade anspråk på sina oljereserver. Siffrorna som avslöjas av vissa nationella regeringar misstänks vara manipulerade av politiska skäl. För att uppnå internationella mål för avkarbonisering sa Internationella energiorganet 2021 att länder inte längre borde utöka prospektering eller investera i projekt för att utöka reserver för att uppfylla klimatmålen som ställts upp i Parisavtalet .

Okonventionella reservoarer

Kategorierna och uppskattningsteknikerna som ramas in av PRMS ovan gäller för konventionella reservoarer, där olje- och gasansamlingar styrs av hydrodynamiska interaktioner mellan flytkraften hos olja och gas i vatten kontra kapillärkrafter. Olja eller gas i okonventionella reservoarer är mycket hårdare bundna till bergmatriser som överstiger kapillärkrafter och kräver därför olika tillvägagångssätt för både utvinning och resursuppskattning. Okonventionella reservoarer eller ansamlingar kräver också olika sätt att identifiera och inkluderar kolbäddsmetan (CBM), bassängcentrerad gas (låg permeabilitet), tät gas med låg permeabilitet (inklusive skiffergas ) och tät olja (inklusive skifferolja ), gashydrater, naturlig bitumen (olja med mycket hög viskositet) och oljeskiffer (kerogen) avlagringar. Reservoarer med ultralåg permeabilitet uppvisar en halv lutning på en log-plot av flödeshastigheter mot tid som tros orsakas av dränering från matrisytor till angränsande sprickor. Sådana reservoarer anses allmänt vara regionalt genomgripande som kan avbrytas av reglerings- eller ägargränser med potential för stora olje- och gasvolymer, som är mycket svåra att verifiera. Icke-unika flödesegenskaper i okonventionella ansamlingar gör att kommersiell lönsamhet beror på den teknik som används för utvinning. Extrapolationer från en enda kontrollpunkt, och därmed resursuppskattning, är beroende av närliggande producerande analoger med bevis på ekonomisk lönsamhet. Under dessa omständigheter kan pilotprojekt behövas för att definiera reserver. Alla andra resursuppskattningar är sannolikt endast analoga härledda YTF-volymer, vilka är spekulativa.

Se även

Energi och resurser:

Referenser och anteckningar

Anteckningar

externa länkar

Energiförsörjningssida på Global Education Projects webbplats , inklusive många diagram och diagram över världens energiförsörjning och användning
Oljereserver (senast) per land