ABSTRACT

The merits of several discovery process methods for petroleum resource assessment are evaluated using discoveries from the Niagaran (Silurian) pinnacle reef play of northern Michigan as a benchmark data set for comparing methods. The tested methods include: the USGS log-geometric method, the GSC PETRIMES methods including the lognormal (LDSCV); nonparametric (NDSCV)-empirical; nonparametric-lognormal; nonparametric-Pareto; and lognormal or non-parametric-Poisson (BDSCV) methods; Arps and Roberts; Bickel, Nair and Wang’s nonparametric finite population; Kaufman’s anchored; and Chen and Sinding-Larsen’s geo-anchored methods.

The estimated number of fields varied by a factor of 3.7 (973 to 3,568), but the estimated volume of resources varied by a factor of 1.6 (1,145 to 1,855 MM BOE). The estimates are similar for the large field-size classes greater than 2 – 4 MM BOE. The main differences among the estimates are in the small fields less than 2 – 4 MM BOE.

Future developments in resource assessment methodology should attempt to identify a specific probability distribution from the empirical distribution derived by nonparametric methods. Emphasis should also be placed on the development of numerical solutions in nonparametric finite population analysis.

RÉSUMÉ

Les mérites de plusieurs méthodes de processus de découvertes pour les évaluations de ressources en pétrole sont évaluées en utilisant les découvertes faites dans les enjeux de récifs pinacles du Niagarien (Silurien) du nord du Michigan comme un ensemble de données repères pour comparer les méthodes.

Les méthodes évaluées comprennent : la méthode log-géométrique de l’USGS, la méthode PETRIMES de la CGC qui inclut les méthodes log-normal (LDSCV), non-paramétrique (NDSCV)-empirique, non-paramétrique-log-normal, non-paramétrique-log-normal, non-paramétrique-Pareto, log-normal ou non-paramétrique-Poisson (BDSCV); les méthodes de population finie non-paramétrique de Arps et Roberts et de Bickel, Nair et Wang; et les méthodes ancrée de Kaufman et géo-ancrée de Sinding-Larsen.

Le nombre estimé de champs varie d’un facteur de 3,7 (973 à 3 568), mais les volumes estimés de ressources varient d’un facteur de 1,6 (1 145 à 1 855 millions de barils de pétrole estimé). Les estimations sont similaires pour les classes de champs de grandes dimensions, de plus de 2–4 millions de barils de pétrole estimé. Les différences principales parmi les estimations sont dans les petits champs de moins de 2–4 millions de barils de pétrole estimé.

Les développements futurs de la méthodologie d’évaluation de ressource devra s’attacher à identifier une distribution spécifique de probabilité à partir des distributions empiriques dérivées des méthodes non-paramétriques. L’emphase devrait être placée sur le développement de solutions numériques pour l’analyse non-paramétrique de populations finies.

Traduit par Lynn Gagnon

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