埋蔵量評価

石油/天然ガス用語辞典

埋蔵量評価

読み方： まいぞうりょうひょうか
【英】: reserves evaluation

油層評価の一環として行われるもので、原始埋蔵量または可採埋蔵量の算定を行うことをいう。 埋蔵量評価は次の四つの手法に大別される。 (1) 容積法（volumetric method）：油田開発の初期に原始埋蔵量の算定手段としてよく用いられる手法である。これは貯留岩の孔隙｛こうげき｝内に存在する流体の体積を概算するもので、次の基本式から算出される。 N＝V1φ（1－Sω） / Bo G1＝N・R G2＝V2φ（1－Sω） / Bg V1：油層岩の体積（有効層厚を基準にしたもの） φ：孔げき率 Sω：水飽和率 Bo：油容積係数 Bg：ガス容積係数 R：溶解ガス油比 V2：ガス層部の岩石の体積（有効層厚を基準にしたもの） N：原油の原始埋蔵量 G1：溶解ガスの原始埋蔵量 G2：遊離型ガスの原始埋蔵量 この埋蔵量算定には、油層・ガス層部の広がりおよび有効層厚、孔げき率、水飽和率の油層・ガス層内分布を求めることが必要である。 (2) 減退曲線法（decline curve method）：油・ガス田の生産が継続されると、油層圧の低下または水・油比、ガス・油比の上昇などによって個々の坑井あるいは油・ガス田全体の生産レートは漸次減退していく。減退曲線法は、生産レートの減退の傾向と最もよく一致する曲線あるいは式によって将来の減退を予測する方法である。減退曲線を図示する方法としては、生産レートと時間の関係を図のようにプロットするのが一般的であるが、水押しの強い油層では、累計生産量と水・油比の関係をプロットすることもある。可採埋蔵量は、グラフ上で経済限界生産レートに達する時間までの、今後の累計生産量として評価される。一定傾向の減退曲線を知るためには、長期間一定の採収方法で生産する必要がある。 (3) 物質収支法（material balance method）：油層またはガス層に質量保存の法則を適用することによって、油層・ガス層から地上に採収された各種流体の累積量と、それに対応する油層・ガス層内の圧力変化、原油―ガス系の相変化、地層水の浸入量などとの関係は下記のような物質収支式に表すことができる。 ここに N：原油の原始埋蔵量 m0：原始時の層内のガス相容積と油相容積との比 β0, β：原油の容積係数 α0, α：ガスの容積係数 S0, S：原油に対するガスの溶解度 （以上、β0、α0、S0 は原始時の、またβ、α、S は計算時の油層圧力、温度における値） n：計算時までの累計産油量 γm：計算時までの累計ガス・油比 W：計算時までの累計浸入水量 ω：計算時までの累計産出水量 この関係式を基にして石油・ガスの産出経過に伴う油層・ガス層内の物理的状態を予知する方法を物質収支法というが、狭義にはこの関係を用いた原始埋蔵量の算出法をいうことが多い。この方法によって埋蔵量を算出できるのは、少なくとも原始埋蔵量の 5 ～ 10 ％を採収した後で、しかも計算に必要な諸量が的確に測定されている場合に限る。 (4) 油層シミュレーションによる方法：油・ガス層の生産挙動を予測するために、油層シミュレーション・モデルを用いたスタディが実施される。油層モデルは、油層の大きさや孔げき率、浸透率、飽和率などの初期の分布をあらかじめ入力する必要があり、この初期値を用いて原始埋蔵量が容積法により計算される。さらに生産予測計算の段階では、ある一定の採取条件下での油層挙動および可採埋蔵量が評価される。生産ヒストリーのある油・ガス層では、生産量の実績および坑底圧力などのデータとモデル計算値との比較検討（ヒストリー・マッチング）が行われ、この過程で原始埋蔵量の見直しが行われることも多い。