та.
· Товщина чистого органічно багатого сланцю. Чистий валовий коефіцієнт використовується для обліку органічно порожньої породи в органічно багатому інтервалі і дозволяє оцінити товщину чистих органічно багатих сланців.
· Заповнена пір нафтою і газом. Якщо дані про заповнювання пір відсутні, то приймається, що пори заповнені нафтою, вільним газом і водою.
· Тиск. Особлива увага повинна бути приділена зонам з підвищеним тиском. Надмірний тиск дає можливість більшої частини нафти бути виробленої резервуаром після досягнення нафти точки насичення.
· Температура. Стандартний температурний градієнт 1.25 0 F на 100 футів глибини і температура поверхні 60 градусів F використовуються, коли фактичні дані про температуру недоступні.
Наведені вище дані були об'єднані за допомогою рівняння для розрахунку OIP на квадратну милю.
А - площа, в акрах,
H-потужність органічно багатих сланців, м,
?- Пористість, безрозмірна величина,
(So) - являє собою частку пористості, заповненої нафтою (So) замість води (Sw) або газу (Sg), безрозмірна величина, це об'ємний коефіцієнт нафти, рівний відношенню обсягу нафти в пласті до обсягу товарної нафти; пластовий тиск, температура і термічна зрілість (Ro) використовуються для визначення значення Boi.
Загалом, сланцева нафта в резервуарі містить попутний газ. Оскільки тиск у резервуарі сланцевої нафти падає нижче тиску насичення, частина газу з нафтового розчину починає відділятися і утворюється вільна газова фаза [3], [10].
· Вільний газ на родовищі. Розрахунок кількості вільного газу в пласті для даного ареалу регулюється, в значній мірі, чотирма характеристиками: тиском, температурою, газонасиченої пористістю і потужністю органічно багатих сланців. Тиск. Методологія дослідження приділяє особливу увагу виявленню областей з надлишковим тиском, тому воно забезпечує більш високу концентрацію газу, що міститься в фіксованому обсязі резервуара. Температура. Особливу увагу потрібно приділяти областям з підвищеним температурним градієнтом при оцінці запасів.
· Пори заповнені газом. Коли дані пористості недоступні, акцент робиться на мінеральному складі сланцю і оцінці пористості як на аналогічних американських сланцевих басейнах. Якщо дані недоступні, то передбачається, що пори заповнені газом і залишкової водою.
· Товщина органічно багатого сланцю.
Для розрахунку вільного GIP використовується наступна формула:
А - площа в акрах, H- потужність органічно багатих сланців, м,
?- Пористість, безрозмірна величина,
(Sg) - це частина пористості, заповненої газом (Sg) замість води (Sw) або нафти (So), безрозмірна величина,
P - тиск в МПа,
T - температура, в градусах Ранкіна.- об'ємний газовий фактор, включає в себе фактор відхилення газу; безрозмірна величина.
С. Адсорбований газ на родовищі. На додаток до вільного газу, сланець може містити значні кількості газу, адсорбованого на поверхні органічних (і глинистих) частинок.
Кількість адсорбованого газу, розраховується за наступною формулою:
GC=(VL * P)/(PL + P)
Для того щоб встановити обсяг Ленгмюра (VL) і тиск Ленгмюра (PL), використовується ізотерма адсорбції або ізотерма Ленгмюра - залежність кількості адсорбованого речовини (величини адсорбції) від парціального тиску цієї речовини в газовій фазі (або концентрації розчину) при постійній температурі.
Вище вміст газу (GC) (зазвичай вимірюється в кубічних футів на тонну чистого сланцю) перетворюють на концентрацію газу (GIP адсорбованого на квадратну милю), використовуючи значення щільності сланцю. (Значення щільності для сланців, як правило, близько 2,65 г/см і залежать від мінералогії та кількості органічної речовини.)
Вільний газ на родовищі (GIP) і адсорбований GIP об'єднуються для оцінки концентрації ресурсів (млрд.куб.футов/миль 2) для перспективної площі сланцевого газу. На рис.4.3. показані відносітельно вклади вільного газу і адсорбованого газу в сумарному обсязі в залежності від тиску.
Рис. 4.3. Співвідношення обсягів адсорбованого і вільного газу в залежності від тиску [4].
Фактори ризику/успіху. Ці два фактори полягають в наступному:
· Імовірність успішного фактора. Успіх залежить від того, чи дасть хоча б деяка невелика частина перспективного родовища хороший приплив ...
