Нефтяная геология — это изучение происхождения, появления, движения, накопления и разведки углеводородного топлива . Она относится к определенному набору геологических дисциплин, которые применяются для поиска углеводородов ( разведка нефти ).
Нефтяная геология в основном занимается оценкой семи ключевых элементов в осадочных бассейнах :
В целом, все эти элементы должны оцениваться через ограниченное «окно» в подземный мир, предоставляемое одной (или, возможно, несколькими) разведочными скважинами . Эти скважины представляют собой только одномерный сегмент через Землю, и умение выводить трехмерные характеристики из них является одним из самых фундаментальных в нефтяной геологии. В последнее время доступность недорогих, высококачественных 3D сейсмических данных (из сейсмологии отражений ) и данных различных электромагнитных геофизических методов (таких как магнитотеллурические ) значительно повысила точность такой интерпретации. В следующем разделе эти элементы обсуждаются вкратце. Для более глубокого изучения см. вторую половину этой статьи ниже.
Оценка источника использует методы геохимии для количественной оценки природы богатых органикой пород [1] , содержащих предшественников углеводородов, таким образом, чтобы можно было оценить тип и качество выброшенных углеводородов.
Резервуар представляет собой пористую и проницаемую литологическую единицу или набор единиц, которые содержат запасы углеводородов. Анализ резервуаров на самом простом уровне требует оценки их пористости ( для расчета объема углеводородов in situ ) и их проницаемости (для расчета того, насколько легко углеводороды будут вытекать из них). [2] Некоторые из ключевых дисциплин, используемых в анализе резервуаров, — это области структурного анализа, стратиграфии , седиментологии и разработки резервуаров .
Герметик , или покрывающая порода, представляет собой единицу с низкой проницаемостью, которая препятствует выходу углеводородов из коллекторной породы . Обычные герметики включают эвапориты , мел и сланцы . Анализ герметиков включает оценку их толщины и протяженности, чтобы можно было количественно определить их эффективность.
Геологическая ловушка — это стратиграфическая или структурная особенность, которая обеспечивает такое расположение резервуара и покрышки, что углеводороды остаются запертыми в недрах, а не утекают (благодаря своей естественной плавучести ) и не теряются.
Анализ созревания включает оценку термической истории материнской породы с целью прогнозирования количества и сроков образования и вытеснения углеводородов.
Наконец, тщательные исследования миграции раскрывают информацию о том, как углеводороды перемещаются от источника к резервуару, и помогают количественно определить источник (или кухню ) углеводородов в конкретной области.
В нефтяной геологии существует несколько основных субдисциплин, специально предназначенных для изучения семи ключевых элементов, рассмотренных выше.
Критический момент — это время генерации, миграции и накопления большинства углеводородов в их первичных ловушках. Миграция и накопление углеводородов происходят в течение короткого периода по отношению к геологическому времени. Эти процессы (генерация, миграция и накопление) происходят вблизи конца периода существования нефтяной системы. Период — это время, когда накапливаются важнейшие элементы нефтяной системы.
Критический момент имеет решающее значение, поскольку он основан на истории залегания материнской породы, когда она находится на максимальной глубине залегания. Именно тогда образуется большая часть углеводородов. Примерно 50%-90% нефти производится и выбрасывается в этой точке. Следующий шаг - углеводороды, поступающие в нефтяное окно. Нефтяное окно связано с тем, что материнская порода имеет соответствующую зрелость, а также находится на нужной глубине для разведки нефти. Геологам это понадобится для сбора стратиграфических данных нефтяной системы для анализа.
В отношении анализа исходной породы необходимо установить несколько фактов. Во-первых, необходимо ответить на вопрос, есть ли на самом деле исходная порода в этом районе. Определение и идентификация потенциальных исходных пород зависит от изучения местной стратиграфии , палеогеографии и седиментологии для определения вероятности отложения богатых органикой осадков в прошлом. [1]
Если вероятность наличия материнской породы считается высокой, то следующим вопросом, который следует рассмотреть, является состояние термической зрелости источника и время созревания. Созревание материнских пород (см. диагенез и ископаемое топливо ) сильно зависит от температуры, так что большая часть генерации нефти происходит в диапазоне от 60 до 120 °C (от 140 до 248 °F). Генерация газа начинается при схожих температурах, но может продолжаться и за пределами этого диапазона, возможно, до 200 °C (392 °F). [1] Таким образом, чтобы определить вероятность генерации нефти/газа, необходимо рассчитать термическую историю материнской породы. Это выполняется с помощью комбинации геохимического анализа материнской породы (для определения типа присутствующих керогенов и характеристик их созревания) и методов моделирования бассейна , таких как обратная зачистка , для моделирования термического градиента в осадочной колонне.
Середина двадцатого века была временем, когда ученые начали серьезно изучать нефтяную геохимию. Геохимия изначально использовалась для поверхностной разведки подземных углеводородов. Сегодня геохимия служит нефтяной промышленности, помогая искать эффективные нефтяные системы. Использование геохимии относительно экономически эффективно, что позволяет геологам оценивать проблемы, связанные с резервуаром. После того, как корреляция нефти с материнской породой будет найдена, геологи-нефтяники будут использовать эту информацию для построения трехмерной модели бассейна. Теперь они могут оценить сроки генерации, миграции и накопления относительно формирования ловушек. Это помогает в процессе принятия решений о необходимости дальнейшей разведки. Кроме того, это может увеличить извлечение нефти, оставшейся в резервуарах, которые изначально считались неизвлекаемыми.
Полномасштабный анализ бассейна обычно проводится до определения лидов и перспектив для будущего бурения. Это исследование рассматривает нефтяную систему и изучает материнскую породу (наличие и качество); историю захоронения; созревание (время и объемы); миграцию и фокус; и потенциальные региональные уплотнения и основные резервуарные единицы (которые определяют пласты-носители). Все эти элементы используются для исследования того, куда могут мигрировать потенциальные углеводороды. Затем определяются ловушки и потенциальные лиды и перспективы в области, которая, вероятно, получила углеводороды.
Хотя анализ бассейна обычно является частью первого исследования, которое компания проводит перед выходом на территорию для будущей разведки, иногда он также проводится на этапе разведки. Геология разведки охватывает все виды деятельности и исследования, необходимые для поиска новых залежей углеводородов. Обычно проводятся сейсмические (или 3D сейсмические) исследования, а старые данные разведки (сейсмические профили, каротажные диаграммы, отчеты) используются для расширения новых исследований. Иногда проводятся гравитационные и магнитные исследования, а также наносятся на карту выходы и разливы нефти для поиска потенциальных областей залежей углеводородов. Как только в результате разведки или разведочной скважины обнаруживается значительное месторождение углеводородов , начинается этап оценки.
Этап оценки используется для определения масштабов открытия. Свойства углеводородного резервуара, связность, тип углеводорода и контакты газ-нефть и нефть-вода определяются для расчета потенциальных извлекаемых объемов. Обычно это делается путем бурения большего количества оценочных скважин вокруг первоначальной разведочной скважины. Испытания на добычу также могут дать представление о пластовом давлении и связности. Геохимический и петрофизический анализ дает информацию о типе ( вязкость , химия, API, содержание углерода и т. д.) углеводорода и природе резервуара (пористость, проницаемость и т. д.). [2]
После обнаружения углеводородного месторождения и подтверждения коммерческой находки начинается стадия добычи. Эта стадия фокусируется на контролируемой добыче углеводородов (без повреждения пласта, в пределах коммерческих благоприятных объемов и т. д.). Эксплуатационные скважины бурятся и заканчиваются в стратегических позициях. На этой стадии обычно доступна 3D-сейсмика для точного определения скважин для оптимальной добычи. Иногда для извлечения большего количества углеводородов или повторной разработки заброшенных месторождений используется улучшенная добыча ( закачка пара , насосы и т. д.).
Наличие коллекторной породы (обычно песчаников и трещиноватых известняков ) определяется с помощью комбинации региональных исследований (т. е. анализа других скважин в этом районе), стратиграфии и седиментологии (для количественной оценки характера и степени осадконакопления) и сейсмической интерпретации. После того, как потенциальный углеводородный резервуар идентифицирован, ключевыми физическими характеристиками резервуара, представляющими интерес для разведчика углеводородов, являются его общий объем породы, отношение чистой к общей массе, пористость и проницаемость. [2]
Объем валовой породы или валовой объем породы над любым контактом углеводородов и воды определяется путем картирования и корреляции осадочных комплексов. Коэффициент чистоты к валовому, обычно оцениваемый по аналогам и каротажным диаграммам, используется для расчета доли осадочных комплексов, содержащих породы-коллекторы. Объем валовой породы, умноженный на коэффициент чистоты к валовому, дает чистый объем породы резервуара. Чистый объем породы, умноженный на пористость, дает общий объем углеводородных пор, т. е. объем внутри осадочного комплекса, который могут занимать флюиды (что важно, углеводороды и вода). Суммирование этих объемов (см. STOIIP и GIIP ) для данного разведочного объекта позволит исследователям и коммерческим аналитикам определить, является ли объект финансово жизнеспособным.
Традиционно пористость и проницаемость определялись путем изучения образцов бурения, анализа кернов, полученных из ствола скважины , изучения смежных частей резервуара, которые выходят на поверхность (см., например, Guerriero et al., 2009, 2011, в ссылках ниже) и с помощью техники оценки пласта с использованием инструментов на кабеле, переданных вниз по самой скважине. Современные достижения в области сбора и обработки сейсмических данных означают, что сейсмические атрибуты подземных пород легкодоступны и могут использоваться для вывода физических/осадочных свойств самих пород.