англ. Как правило, изучение нефтяного ресурсного потенциала региона начинается с приобретения фундаментальных геологических знаний
 Скачать 25.99 Kb.
|
|
Традиционная модель разведки, которую нефтегазовая промышленность использует на протяжении десятилетий, предполагает определенный порядок использования инструментов геофизических исследований в соответствии с уровнем знаний и размером исследуемой области. На суше модель разведки обычно предполагает полевые наблюдения, использование потенциальных и сейсмических методов и, наконец, бурение разведочных скважин. В морских районах некоторые методы исследования невозможны или часто не используются, так что традиционная модель разведки предполагает в основном широкое использование сейсмических методов перед бурением разведочных скважин. Как правило, изучение нефтяного ресурсного потенциала региона начинается с приобретения фундаментальных геологических знаний. На суше первые исследования-это исследования топографии и геологических атрибутов и особенностей, различимых с поверхности. Эти наблюдения часто могут указывать на фундаментальные аспекты геологии региона. На этом этапе геологи стремятся понять геологическую структуру в отношении углеводородного потенциала—преобладают ли силы сжатия или растяжения, присутствуют ли осадочные бассейны, есть ли свидетельства структур, благоприятных для накопления углеводородов, и есть ли другие доказательства функциональной нефтяной системы. В течение многих лет этот тип исследований был практически единственным источником информации, на котором основывались поисковые работы, и даже использовался для выбора наиболее благоприятных мест бурения. В случае антиклинальных складок, заметных на поверхности, в США было пробурено много успешных скважин, основанных исключительно на наблюдении открытых вершин антиклиналей. До двадцатого века эти наблюдения преобладали в руководстве поисковыми усилиями. Другие эмпирически управляемые методы разведки также успешно использовались, такие как “крикология” или бурение последовательных скважин вдоль русла реки или ручья. Если первая скважина была успешной, последующие скважины, пробуренные вдоль того же ручья, фактически имели больше шансов на успех. Даже без понимания, которое мы сейчас имеем, относительно геологических процессов, которые происходят под землей, многие из этих скважин, пробуренных, следовали вершинам антиклиналей. Эти структуры ослабили поверхностные породы и способствовали их эрозии, тем самым образуя преимущественные каналы для потоков поверхностных вод. При бурении вдоль таких пластов эти геологи невольно выбирали наиболее благоприятные места для скоплений углеводородов в недрах и, что неудивительно, добивались большего успеха Хотя в мире есть много регионов, которые считаются перспективными разведочными играми, немногие игроки отрасли или правительства готовы и могут начать свое развитие, учитывая размер этих игр и связанные с ними риски, затраты и время. Эти ограничения представляют собой первый аспект парадигмы текущей модели разведки, которую должна сломать нефтегазовая промышленность. Развитие инструментов дистанционного зондирования, таких как бортовой радар бокового обзора, облегчило наблюдение за особенностями поверхности в качестве средства получения информации о недрах. Выделяя разломы, свидетельства антиклиналей и других структур, эта технология позволила поисковым методам, основанным на поверхностных наблюдениях, найти дальнейшее применение и до сих пор используется в качестве дополнительного инструмента при разведке углеводородов. По мере того, как проводится больше наблюдений и накапливается больше знаний, геологическая структура изучаемого района становится лучше понятной. Затем вступают в игру другие инструменты исследования для разведки O&G. С появлением 2D сейсмических методов, которые достигают больших глубин, эта технология стала фундаментальной частью набора инструментов разведки, используемых нефтегазовой промышленностью. Морская разведка, в частности, часто начинается с обширных сейсморазведочных работ 2D. Визуализация геологических разрезов в мельчайших деталях может предположить наличие структур (ловушек), которые могут удерживать углеводороды, слоев горных пород, которые могут выступать в качестве исходной породы, породы-коллектора и уплотнений, а также разломов, интрузий и кинетики горных пород, которые могут обеспечить адекватные маршруты миграции. Таким образом, сейсмические технологии могут помочь определить разведочные результаты и их относительную благоприятность на основе информации о глубинах, структурной организации и другой информации. Все это может представлять собой ключевые признаки, подтверждающие или опровергающие доказательства функционирования нефтяной системы, то есть той, которая генерирует, мигрирует и накапливает углеводороды. Инструменты несейсмических геофизических исследований, такие как исследования, проводимые потенциальными методами (гравиметрическими, магнитометрическими, электромагнитными, удельным сопротивлением, магнитотеллурическими и т. Д.), Также использовались для определения структур и усиления или опровержения признаков геологической благоприятности для накопления углеводородов, предоставленных сейсмическими исследованиями. Тот факт, что многие из этих инструментов могут быть использованы в аэрофотосъемке, облегчает их использование и снижает их стоимость по отношению к сейсмиким, особенно на суше, где получение сейсмических данных происходит медленно и обременительно. После проведения съемок с помощью 2D-сейсморазведки и других инструментов использование 3D-сейсмических методов дает гораздо более детальное изображение недр. Как правило, она используется для проведения исследований в районах, уже указанных как более перспективные, тем самым сосредоточивая эти более дорогостоящие и детальные усилия по разведке на более мелких, более перспективных районах. Несмотря на то, что это более дорогая технология, чем 2D сейсморазведка, 3D сейсморазведка обеспечивает изображение недр в виде “сейсмического куба”. Это позволяет более детальное определение структур в масштабе коллектора, а также использование сейсмических атрибутов, которые могут предоставить доказательства флюидов и уменьшить присущие неопределенности, связанные с информацией, полученной с помощью предыдущих используемых геофизических инструментов. Только тогда, с лучшей визуализацией возможных структур, которые могут захватывать жидкости, бурятся разведочные (или дикие) скважины в надежде подтвердить существование скоплений углеводородов, которые ранее были только предполагаемыми. Это аксиома нефтяной промышленности, что “только бурение нефтяной скважины может подтвердить наличие нефти”. Поскольку это, безусловно, самая дорогая часть процесса разведки, другие геофизические разведочные инструменты всегда исчерпывающе используются до бурения скважины. Исключением из правила, что бурение очень дорого, является случай некоторых прибрежных районов, где скважины неглубоки и относительно недороги для бурения. Систематическое бурение разведочных скважин было даже предложено в качестве средства определения нефтяного потенциала большого региона в Бразилии, в предположении, что это гарантирует, что любые существующие накопления, безусловно, будут найдены. Несмотря на очевидную непрактичность и чрезмерную дороговизну, эта тактика почти была применена, поскольку плодовитый бассейн Сергипе-Алагоас демонстрировал очень благоприятный показатель успеха, а также очень недорогие скважины, хотя размер открытия был неопределенным. Укоренившаяся текущая модель разведки нефтегазовой отрасли и связанные с ней инструменты геофизических исследований означают, что разведочное исследование любой границы или других крупных разведочных районов неизбежно потребует огромных инвестиций и длительного времени, прежде чем будут накоплены разумные знания о ее перспективности. Даже если исследуемая область окажется неблагоприятной для накопления углеводородов, и никаких открытий ожидать не приходится, этот вывод будет сделан только после завершения всех этапов, участвующих в текущей модели разведки. Это означает, что операторы должны взять на себя большие затраты и риски, которые не могут быть легко смягчены, независимо от результатов разведки. Определение того, какие инструменты геофизических исследований используются, и когда и как они используются, прочно укоренились в O&G промышленности. Учитывая тот факт, что с помощью этой модели разведки отрасль была чрезвычайно успешной в поиске традиционных ресурсов O&G, которые в настоящее время оцениваются примерно в 3 триллиона баррелей по всему миру, нельзя обвинять в том, что она твердо следует этому рецепту даже сегодня. К сожалению, та же самая модель, которая была настолько успешной в том, что позволила обнаружить большие объемы ресурсов, теперь эффективно препятствует игрокам O&G проводить разведочные работы на большей части оставшихся перспективных разведочных районов мира. В случае успешной разведки эти пограничные районы потенциально могут продолжать обеспечивать новые открытия для нефтегазовой отрасли. Отчасти это связано с предельной привлекательностью текущих цен на нефть. Считается, что этот сценарий является результатом фундаментального дисбаланса в условиях спроса и предложения, который предполагает, что цены могут находиться в долгосрочном цикле более низких равновесных уровней, а не подвергаться рыночным колебаниям относительно ограниченной продолжительности. Однако еще одним препятствием для эффективного исследования обширных новых пограничных районов является непрактичный, длительный и обременительный характер текущей модели разведки. Даже на шельфе новые сейсмические 2D-исследования на больших площадях являются чрезмерно дорогими, если учитывать задействованные пространства. Кроме того, такие крупные исследования включают циклы сбора и интерпретации, которые достигают лет. Большинство операторов, даже тех, кто сосредоточен на высокорисковых играх с большим вознаграждением, не могут оправдать такие большие затраты на такие длительные временные горизонты, поскольку это подразумевает большие и крайне непредсказуемые риски. Спекулятивные исследования, проводимые компаниями-приобретателями, которые затем могут продавать результаты нескольким клиентам, в последнее время стали более распространенными в индустрии сейсмических закупок. По отношению к традиционной модели приобретения исследований, проводимых по требованию клиента (собственные исследования), альтернативная бизнес-модель обзор спецификаций позволяет распределять стоимость и риск крупных проектов приобретения между потенциально заинтересованными компаниями O&G. Это разделение затрат также помогает поддерживать спрос на такие услуги, когда игроки O&G более неохотно инвестируют в собственные исследования, которые имеют большие первоначальные затраты, которые должны нести один клиент. К сожалению, компании-приобретатели, как правило, все еще не могут позволить себе стоимость или оправдать риски, связанные с проведением таких крупномасштабных “специальных” исследований самостоятельно. The conventional exploration model that the oil and gas industry has been using for decades involves a certain order in the use of geophysical investigation tools, according to the level of knowledge and the size of the area being investigated. Onshore, the exploration model usually entails field observations, the use of potential and seismic methods and, finally, drilling exploratory wells. In offshore areas, some investigation methods are impossible or often not employed, so that the conventional exploration model involved entails mainly extensive use of seismic methods, before drilling exploration wells. Generally, studies of the petroleum resource potential of a region begin with the acquisition of fundamental geological knowledge. Onshore, the first investigations are surveys of the topography and of geological attributes and features discernible from the surface. Those observations can frequently suggest fundamental aspects of the geology of a region. At this stage, explorationists seek to understand the geological framework in relation to hydrocarbon potential—whether compression or extensional forces prevail, whether sedimentary basins are present, whether there is evidence of structures favorable for the accumulation of hydrocarbons and whether there is other evidence of a functional petroleum system. For many years, this type of study was practically the only source of information on which exploratory efforts were based, and was even utilized in order to select the most favorable drilling sites. In the case of anticline folds discernible on the surface, many successful wells were drilled in the USA, solely based on the observation of exposed anticline tops. Until well into the twentieth century, these observations were preponderant in guiding exploratory efforts. Other empirically guided exploratory methods were also successfully employed, such as “creekology,” or the drilling of successive wells along a riverbed or creek. If the first well was successful, subsequent wells drilled along the same creek had, in fact, a greater chance of being successful. Even without the understanding that we now have, regarding the geological processes that occur underground, many of those wells drilled followed the tops of anticlines. Those structures weakened surface rocks and facilitated their erosion, thus forming preferential channels for surface water flows. When drilling along such formations, those explorationists were unwittingly selecting the most favorable locations for hydrocarbon accumulations in the subsurface, and, not surprisingly, achieving greater success. The development of remote sensing tools, such as side-looking airborne radar, facilitated the observation of surface features as a means of acquiring information about the subsurface. By highlighting faults, evidence of anticlines and other structures, this technology allowed exploratory methods based on surface observations to find continued use and is still used as a complementary tool in hydrocarbon exploration. As more observations are made and more knowledge is acquired and accumulated, the geological framework of the area under study becomes better understood. Other investigation tools for O&G exploration then come into play. With the advent of 2D seismic techniques that reach great depths, this technology became a fundamental part of the suite of exploration tools utilized by the O&G industry. Offshore exploration, in particular, often begins with extensive 2D seismic surveys. The visualization of geologic sections in great detail can suggest the presence of structures that may hold hydrocarbons, rock layers that may act as source rock, reservoir rock and seals, as well as faults, intrusions and rock kinetics that may provide adequate migration routes. Seismic technology can thus help define exploratory leads and their relative favorability, based on information about depths, structural organization and other information. All these could represent key indications to reinforce or refute evidence of a functioning petroleum system, that is, one that generated, migrated and accumulated hydrocarbons. Non-seismic geophysical investigation tools such as surveys conducted with potential methods (gravimetric, magnetometric, electromagnetic, resistivity, magnetotelluric, etc.) have also been utilized to delineate structures and reinforce or refute indications of geological favorability for hydrocarbon accumulation, furnished by seismic surveys. The fact that many of those tools can be employed in aerial surveys facilitates their use and reduces their cost in relation to seismic, especially onshore, where seismic acquisition is slow and onerous. After carrying out surveys with 2D seismic and other tools, the use of 3D seismic techniques furnishes a subsurface image that is much more detailed. It is generally utilized in order to carry out surveys over areas already indicated as being more prospective, thus focusing this more expensive and detailed exploration effort over smaller, more promising areas. Despite being a more expensive technology than 2D seismic, 3D seismic furnishes a subsurface image in the form of a “seismic cube.” This allows a more detailed definition of structures at the reservoir scale, as well as the use of seismic attributes that may provide evidence of fluids and reduce the inherent uncertainties associated with the information obtained by prior geophysical tools employed. Only then, with a better visualization of possible structures that may trap fluids are exploratory (or wildcat) wells drilled, in the hope of confirming the existence of hydrocarbon accumulations that were previously only inferred. It is an axiom of the oil industry that “only drilling an oilwell can confirm the presence of oil.” Since this is by far the most expensive part of the exploration process, other geophysical exploratory tools are always exhaustively employed before a wildcat well is drilled. An exception to the rule that drilling is very expensive is the case of some onshore areas, where wells are shallow and relatively inexpensive to drill. The systematic drilling of exploratory wells was even suggested as a means of ascertaining the petroleum potential of a large region in Brazil, under the assumption that this would ensure that any existing accumulations would certainly be found. Despite being obviously impractical and prohibitively expensive, this tactic almost came to be applied, since the prolific Sergipe-Alagoas basin exhibited a very favorable success rate, as well as very inexpensive wells, although the discovery size was uncertain. The entrenched current exploration model of the O&G industry and its associated geophysical investigation tools signify that the exploratory investigation of any frontier or other large exploratory areas will inevitably require huge investments and long lead times before reasonable knowledge about its prospectivity is accumulated. Even if the investigated area proves to be unfavorable for hydrocarbon accumulations, and no discoveries can be expected, that conclusion will only be reached after all the stages involved in the current exploration model are completed. That means that operators must assume large costs and risks that cannot be easily mitigated, regardless of the exploratory outcome. The determination of which geophysical investigation tools are employed, and when and how they are employed, are firmly entrenched in the O&G industry. Given the fact that with this exploration model the industry has been extraordinarily successful in finding conventional O&G resources, now estimated at approximately 3 trillion barrels worldwide, it cannot be faulted for stanchly following this recipe even today. Unfortunately, the same model that has been so successful in allowing large volumes of resources to have been discovered now effectively prevents O&G players from carrying out exploratory activities over much of the remaining prospective exploratory areas of the world. If successfully explored, those frontier areas could potentially continue providing new discoveries for the O&G industry. In part, this is due to the marginal attractiveness of current oil prices. This scenario is believed to be the result of a fundamental imbalance in supply and demand conditions, which would suggest that prices may be in a long-term cycle of lower equilibrium levels, rather than undergoing a market fluctuation of relatively limited duration. However, another impediment to effective exploration of vast new frontier areas is the impractical, lengthy and onerous nature of the current exploratory model. Even offshore, new seismic 2D surveys over wide areas are prohibitively expensive, when considering the expanses involved. Furthermore, such large surveys involve acquisition and interpretation cycles that reach into years. Most operators, even those focused on high-risk, large reward plays, cannot justify such large outlays over such long time horizons, since that implies large and highly unpredictable risks. Speculative surveys (spec surveys) carried out by acquisition companies that can then sell results to several clients have recently become more common in the seismic acquisition industry. In relation to the conventional acquisition model of surveys carried out by client demand (proprietary surveys), the alternative spec survey business model allows the cost and risk of large acquisition projects to be shared among potentially interested O&G companies. This cost sharing also helps to prop the demand for such services when O&G players are more reluctant to invest in proprietary surveys that have large upfront costs which must be borne by a single client. Unfortunately, acquisition companies are generally still unable to afford the cost or justify the risks involved in conducting such large-scale “spec” surveys on their own. Although there are many regions in the world considered promising exploratory plays, few industry players or governments are willing and able to jump-start their development, given the size of those plays and the risks, costs and time involved. These constraints represent the first aspect of the paradigm of the current exploration model that the oil and gas industry must break. |