Нефтяной резервуар или нефтегазовый резервуар представляет собой подземное скопление углеводородов, содержащихся в пористых или трещиноватых горных породах. Такие резервуары образуются, когда кероген (древнее растительное вещество) создается в окружающей породе под воздействием высокой температуры и давления в земной коре .
Резервуары в целом классифицируются как обычные и нетрадиционные . В обычных резервуарах природные углеводороды, такие как сырая нефть ( нефтепродукт ) или природный газ , удерживаются вышележащими скальными образованиями с более низкой проницаемостью , в то время как в нетрадиционных резервуарах породы имеют высокую пористость и низкую проницаемость, что удерживает углеводороды на месте, поэтому не требует покрывающей породы . Резервуары обнаруживаются с использованием методов разведки углеводородов .
Нефтяное месторождение — это область накопленной жидкой нефти под землей в нескольких (потенциально связанных) резервуарах, захваченная по мере ее подъема в непроницаемые скальные образования. В промышленных терминах нефтяное месторождение подразумевает, что существует экономическая выгода, достойная коммерческого внимания. [1] [2] Нефтяные месторождения могут простираться до нескольких сотен километров по поверхности, что означает, что усилия по добыче могут быть большими и распределенными по всей области. В дополнение к добывающему оборудованию могут быть разведочные скважины, зондирующие края, чтобы найти больше площади резервуара, трубопроводы для транспортировки нефти в другие места и вспомогательные сооружения.
Нефтяные месторождения могут находиться в любом месте, где позволяет геология подстилающей породы, что означает, что некоторые месторождения могут находиться далеко от цивилизации, в том числе в море. Создание операции на нефтяном месторождении может быть логистически сложным мероприятием, поскольку оно включает в себя оборудование, связанное с добычей и транспортировкой, а также инфраструктуру, такую как дороги и жилье для рабочих. Эта инфраструктура должна быть спроектирована с учетом срока службы нефтяного месторождения, поскольку добыча может длиться много лет. Несколько компаний, таких как Hill International , Bechtel , Esso , Weatherford International , Schlumberger , Baker Hughes и Halliburton , имеют организации, которые специализируются на крупномасштабном строительстве инфраструктуры для поддержки эксплуатации нефтяных месторождений.
Термин «нефтяное месторождение» можно использовать в качестве краткого обозначения всей нефтяной промышленности . Однако точнее будет разделить нефтяную промышленность на три сектора: upstream ( добыча сырой нефти из скважин и отделение воды от нефти ), midstream ( транспортировка сырой нефти по трубопроводам и танкерам ) и downstream ( переработка сырой нефти в нефтепродукты, сбыт очищенных нефтепродуктов и транспортировка на нефтяные станции).
Более 65 000 нефтяных месторождений разбросаны по всему миру, на суше и на море. [3] Крупнейшими являются месторождение Гавар в Саудовской Аравии и месторождение Бурган в Кувейте , с запасами более 66–104 миллиардов баррелей (9,5×10 9 м 3 ) в каждом. [4] [5] В современную эпоху местоположение нефтяных месторождений с доказанными запасами нефти является ключевым фактором во многих геополитических конфликтах. [6]
Природный газ образуется в результате того же геологического термического процесса крекинга , который преобразует кероген в нефть. В результате нефть и природный газ часто встречаются вместе. В обиходе месторождения, богатые нефтью, называются нефтяными месторождениями, а месторождения, богатые природным газом, называются месторождениями природного газа.
В целом, органические отложения, залегающие на глубине от 1000 м до 6000 м (при температуре от 60 ° C до 150 °C), генерируют нефть, в то время как отложения, залегающие глубже и при более высоких температурах, генерируют природный газ. Чем глубже источник, тем «суше» газ (то есть тем меньше доля конденсатов в газе). Поскольку и нефть, и природный газ легче воды, они имеют тенденцию подниматься из своих источников, пока они либо не просочятся на поверхность, либо не будут захвачены непроницаемой стратиграфической ловушкой. Их можно извлечь из ловушки путем бурения.
Крупнейшим месторождением природного газа является газовое месторождение Южный Парс/Асалуйе , которое делят между собой Иран и Катар . Вторым по величине месторождением природного газа является Уренгойское газовое месторождение , а третьим по величине является Ямбургское газовое месторождение , оба в России .
Как и нефть, природный газ часто встречается под водой на морских газовых месторождениях, таких как Северное море , газовое месторождение Корриб у берегов Ирландии и около острова Сейбл . Технология добычи и транспортировки морского природного газа отличается от наземных месторождений. Для этого используются несколько очень больших морских буровых установок из-за стоимости и логистических трудностей при работе над водой.
Рост цен на газ в начале 21 века побудил бурильщиков вернуться к месторождениям, которые ранее считались экономически невыгодными. Например, в 2008 году McMoran Exploration достигла глубины бурения более 32 000 футов (9754 м) (самая глубокая испытательная скважина в истории добычи газа) на участке Blackbeard в Мексиканском заливе. [7] Буровая установка ExxonMobil достигла там глубины 30 000 футов к 2006 году, не обнаружив газа, прежде чем она покинула участок.
Сырая нефть находится во всех нефтяных пластах, образованных в земной коре из останков некогда живых существ. Доказательства указывают на то, что миллионы лет тепла и давления превратили останки микроскопических растений и животных в нефть и природный газ.
Рой Нурми, консультант по переводу компании Schlumberger , предоставляющей услуги на нефтяных месторождениях, описал этот процесс следующим образом:
Планктон и водоросли, белки и жизнь, которая плавает в море, умирая, падают на дно, и эти организмы станут источником нашей нефти и газа. Когда они будут погребены вместе с накапливающимся осадком и достигнут соответствующей температуры, что-то выше 50-70 °C, они начнут готовиться. Эта трансформация, это изменение превращает их в жидкие углеводороды, которые движутся и мигрируют, и станут нашим резервуаром нефти и газа. [8]
В дополнение к водной экосистеме , которая обычно представляет собой море, но может также быть рекой, озером, коралловым рифом или водорослевым матом , для формирования нефтяного или газового резервуара также необходим осадочный бассейн , который проходит через четыре этапа: [9]
Время также является важным фактором; предполагается, что в долине реки Огайо могло быть столько же нефти, сколько на Ближнем Востоке в свое время, но она ускользнула из-за отсутствия ловушек. [9] Северное море , с другой стороны, пережило миллионы лет изменений уровня моря, что успешно привело к образованию более 150 нефтяных месторождений. [10]
Хотя процесс в целом одинаков, различные факторы окружающей среды приводят к созданию большого разнообразия резервуаров. Резервуары существуют где угодно от поверхности земли до 30 000 футов (9 000 м) под поверхностью и имеют различные формы, размеры и возрасты. [11] В последние годы магматические резервуары стали важной новой областью разведки нефти, особенно в трахитовых и базальтовых формациях. Эти два типа резервуаров различаются по содержанию нефти и физическим свойствам, таким как связанность трещин , связанность пор и пористость породы . [12]
Ловушка образуется, когда силы плавучести, движущие восходящей миграцией углеводородов через проницаемую породу, не могут преодолеть капиллярные силы герметизирующей среды. Время образования ловушки относительно времени образования и миграции нефти имеет решающее значение для обеспечения возможности формирования резервуара. [13]
Геологи-нефтяники в целом классифицируют ловушки на три категории, которые основаны на их геологических характеристиках: структурная ловушка, стратиграфическая ловушка и гораздо менее распространенная гидродинамическая ловушка . [14] Механизмы захвата для многих нефтяных резервуаров имеют характеристики из нескольких категорий и могут быть известны как комбинированная ловушка. Ловушки описываются как структурные ловушки (в деформированных слоях, таких как складки и разломы) или стратиграфические ловушки (в областях, где типы пород меняются, таких как несогласия, выклинивания и рифы).
Структурные ловушки образуются в результате изменений в структуре недр из-за таких процессов, как складчатость и разломообразование , что приводит к образованию куполов , антиклиналей и складок. [15] Примерами такого рода ловушек являются антиклинальная ловушка, [16] ловушка сброса и ловушка соляного купола . Они более легко очерчиваются и более перспективны, чем их стратиграфические аналоги, при этом большая часть мировых запасов нефти находится в структурных ловушках.
.svg/1280px-Structural_Trap_(Anticlinal).svg.png)
Стратиграфические ловушки образуются в результате латеральных и вертикальных изменений толщины, текстуры, пористости или литологии коллекторной породы. Примерами этого типа ловушек являются ловушка несогласия, линзовая ловушка и рифовая ловушка. [17]
Гидродинамические ловушки являются гораздо менее распространенным типом ловушек. [18] Они вызваны разницей в давлении воды, связанной с потоком воды, что создает наклон контакта углеводородов и воды.
Уплотнение (также называемое покрывающей породой) является фундаментальной частью ловушки, которая предотвращает дальнейшую миграцию углеводородов вверх. Капиллярное уплотнение образуется, когда капиллярное давление через поровые каналы больше или равно давлению плавучести мигрирующих углеводородов. Они не позволяют жидкостям мигрировать через них, пока их целостность не будет нарушена, что приведет к утечке. Существует два типа капиллярного уплотнения [19], классификации которых основаны на преимущественном механизме утечки: гидравлическое уплотнение и мембранное уплотнение.
Мембранное уплотнение будет протекать всякий раз, когда перепад давления на уплотнении превышает пороговое давление смещения, позволяя жидкостям мигрировать через поровые пространства в уплотнении. Оно будет протекать ровно настолько, чтобы перепад давления стал ниже давления смещения, и снова запечатается. [20]
Гидравлическое уплотнение происходит в породах, которые имеют значительно более высокое давление смещения, так что давление, необходимое для разрыва при растяжении, на самом деле ниже, чем давление, необходимое для вытеснения жидкости, например, в эвапоритах или очень плотных сланцах. Порода будет трескаться, когда поровое давление больше, чем ее минимальное напряжение и ее прочность на растяжение, а затем снова запечатается, когда давление уменьшится и трещины закроются.
Нетрадиционные (нефтяные и газовые) резервуары представляют собой скопления, в которых фазы нефти и газа прочно связаны с каменистой структурой сильными капиллярными силами, что требует специальных мер для оценки и извлечения. [21] Нетрадиционные резервуары формируются совершенно иначе, чем обычные резервуары, главное отличие в том, что у них нет «ловушек». Этот тип резервуара также может управляться уникальным образом, поскольку плавучесть может не быть движущей силой для накопления нефти и газа в таких резервуарах. Это аналогично утверждению, что нефть, которую можно извлечь, образуется внутри самой материнской породы, а не накапливается под покрывающей породой. Нефтеносные пески являются примером нетрадиционного нефтяного резервуара. [22]
Нетрадиционные резервуары и связанная с ними нетрадиционная нефть охватывают широкий спектр методов добычи и переработки нефти, а также множество различных источников. [23] Поскольку нефть содержится в исходной породе, нетрадиционные резервуары требуют, чтобы добывающая организация функционировала как горнодобывающая операция, а не бурение и откачка, как в обычном резервуаре. Это имеет компромиссы, при этом более высокие расходы после добычи, связанные с полной и чистой добычей нефти, являются фактором рассмотрения для компании, заинтересованной в разработке резервуара. Хвосты также остаются, что увеличивает расходы на очистку. Несмотря на эти компромиссы, нетрадиционная нефть добывается более высокими темпами из-за нехватки обычных резервуаров по всему миру.
После открытия резервуара инженер-нефтяник попытается построить более полную картину скопления. В простом примере однородного резервуара из учебника первым этапом является проведение сейсмической разведки для определения возможного размера ловушки. Оценочные скважины могут использоваться для определения местоположения контакта нефти и воды, а вместе с ним и высоты нефтеносных песков. Часто в сочетании с сейсмическими данными можно оценить объем нефтеносного резервуара.
Следующий шаг — использовать информацию из оценочных скважин для оценки пористости породы. Пористость нефтяного месторождения, или процент от общего объема, который содержит жидкости, а не твердую породу, составляет 20–35% или меньше. Это может дать информацию о фактической емкости. Лабораторные испытания могут определить характеристики пластовых жидкостей, в частности, коэффициент расширения нефти или то, насколько нефть расширяется при перемещении из высокого давления и высокой температуры пласта в «резервуар для хранения» на поверхности.
С помощью такой информации можно оценить, сколько баррелей «резервуара» нефти находится в резервуаре. Такая нефть называется резервом нефти изначально на месте . В результате изучения таких факторов, как проницаемость породы (насколько легко жидкости могут течь через породу) и возможные механизмы привода, можно оценить коэффициент извлечения или какую долю нефти на месте можно обоснованно ожидать добыть. Коэффициент извлечения обычно составляет 30–35%, что дает значение для извлекаемых ресурсов. [24]
Трудность заключается в том, что резервуары неоднородны. Они имеют переменную пористость и проницаемость и могут быть разделены на отсеки, с трещинами и разломами, которые разбивают их и усложняют поток флюида. По этой причине часто проводится компьютерное моделирование экономически жизнеспособных резервуаров. Геологи, геофизики и инженеры-разработчики работают вместе, чтобы построить модель, которая позволяет моделировать поток флюидов в резервуаре, что приводит к улучшенной оценке извлекаемых ресурсов.
Резервы — это только часть тех извлекаемых ресурсов, которые будут разрабатываться посредством идентифицированных и одобренных проектов разработки. Поскольку оценка резервов напрямую влияет на стоимость компании или активов, она обычно следует строгому набору правил или руководств.
Чтобы получить содержимое нефтяного резервуара, обычно необходимо пробурить земную кору, хотя поверхностные выходы нефти существуют в некоторых частях мира, например, La Brea Tar Pits в Калифорнии и многочисленные выходы в Тринидаде . Факторы, которые влияют на количество извлекаемых углеводородов в резервуаре, включают распределение жидкости в резервуаре, начальные объемы жидкости на месте, давление резервуара, свойства жидкости и породы, геометрию резервуара, тип скважины, количество скважин, размещение скважин, концепцию разработки и философию эксплуатации. [24] [25]
Современное производство включает термические , газовые и химические методы добычи для повышения нефтеотдачи. [26]
Нетронутый резервуар может находиться под достаточным давлением, чтобы выталкивать углеводороды на поверхность. По мере добычи флюидов давление часто будет снижаться, и добыча будет сбоить. Резервуар может реагировать на изъятие флюида таким образом, что давление будет поддерживаться. Могут потребоваться методы искусственного вытеснения.
Этот механизм (также известный как режим истощения) зависит от сопутствующего газа нефти. Нетронутый резервуар может быть полностью полужидким, но, как ожидается, будет иметь газообразные углеводороды в растворе из-за давления. По мере истощения резервуара давление падает ниже точки насыщения , и газ выходит из раствора, образуя газовую шапку наверху. Эта газовая шапка давит на жидкость, помогая поддерживать давление.
Это происходит, когда природный газ находится в шапке под нефтью. Когда скважина бурится, пониженное давление выше означает, что нефть расширяется. По мере снижения давления она достигает точки кипения, и впоследствии пузырьки газа выталкивают нефть на поверхность. Затем пузырьки достигают критического насыщения и текут вместе как единая газовая фаза. За этой точкой и ниже этого давления газовая фаза вытекает быстрее, чем нефть из-за ее пониженной вязкости. Образуется больше свободного газа, и в конечном итоге источник энергии истощается. В некоторых случаях в зависимости от геологии газ может мигрировать в верхнюю часть нефти и образовывать вторичную газовую шапку. Некоторую энергию может поставлять вода, газ в воде или сжатая порода. Обычно это незначительный вклад в расширение углеводородов.
Правильно управляя темпами добычи, можно получить больше выгод от режимов растворенного газа. Вторичная добыча включает в себя закачку газа или воды для поддержания пластового давления. Газонефтяное соотношение и дебит нефти стабильны до тех пор, пока пластовое давление не упадет ниже точки насыщения, когда будет достигнута критическая газонасыщенность. Когда газ истощается, газонефтяное соотношение и дебит нефти падают, пластовое давление снижается, а энергия пласта истощается.
В резервуарах, уже имеющих газовую шапку (начальное давление уже ниже точки насыщения), газовая шапка расширяется с истощением резервуара, давя вниз на жидкие секции, создавая дополнительное давление. Это присутствует в резервуаре, если газа больше, чем может быть растворено в резервуаре. Газ часто будет мигрировать к гребню структуры. Он сжимается поверх нефтяного запаса, по мере добычи нефти шапка помогает выталкивать нефть. Со временем газовая шапка опускается и просачивается в нефть, и скважина будет производить все больше и больше газа, пока не начнет производить только газ.
Лучше всего эффективно управлять газовой шапкой, то есть размещать нефтяные скважины таким образом, чтобы газовая шапка не достигала их, пока не будет добыто максимальное количество нефти. Также высокая производительность может привести к миграции газа вниз в интервал добычи. В этом случае со временем истощение пластового давления не будет таким резким, как в случае с режимом вытеснения газа раствором. В этом случае дебит нефти не будет снижаться так резко, но будет зависеть также от размещения скважины по отношению к газовой шапке. Как и в случае с другими механизмами вытеснения, для поддержания пластового давления можно использовать закачку воды или газа. Когда газовая шапка сочетается с притоком воды, механизм извлечения может быть высокоэффективным.
Под углеводородами может находиться вода (обычно соленая). Вода, как и все жидкости, сжимаема в небольшой степени. По мере истощения углеводородов снижение давления в резервуаре позволяет воде немного расшириться. Хотя это единичное расширение незначительно, если водоносный горизонт достаточно большой, это приведет к большому увеличению объема, который будет подталкивать углеводороды вверх, поддерживая давление.
При водонапорном резервуаре снижение пластового давления очень незначительно; в некоторых случаях пластовое давление может оставаться неизменным. Газонефтяное соотношение также остается стабильным. Дебит нефти будет оставаться довольно стабильным, пока вода не достигнет скважины. Со временем обводненность увеличится, и скважина будет обводнена. [27]
Вода может присутствовать в водоносном горизонте (но редко в том, который пополняется поверхностными водами ). Эта вода постепенно замещает объем нефти и газа, добываемых из скважины, учитывая, что дебит эквивалентен активности водоносного горизонта. То есть водоносный горизонт пополняется за счет некоторого естественного притока воды. Если вода начнет добываться вместе с нефтью, скорость извлечения может стать нерентабельной из-за более высоких затрат на подъем и утилизацию воды.
Если естественных подпорных сил недостаточно, как это часто бывает, то давление можно поддерживать искусственно, закачивая воду в водоносный горизонт или газ в газовую шапку.
Сила тяжести заставит нефть двигаться вниз по газу и вверх по воде. Если существует вертикальная проницаемость, то темпы извлечения могут быть еще лучше.
Это происходит, если условия пласта позволяют углеводородам существовать в виде газа. Извлечение — это вопрос расширения газа. Извлечение из закрытого пласта (т. е. без водонапорного режима) очень хорошее, особенно если забойное давление снижено до минимума (обычно это делается с помощью компрессоров на устье скважины). Любые добываемые жидкости имеют светлый или бесцветный цвет, с плотностью выше 45 API. Газовый цикл — это процесс, при котором сухой газ закачивается и добывается вместе с конденсированной жидкостью.
