Нефтяная геология

Нефтяная геология — это изучение происхождения, возникновения, движения, накопления и разведки углеводородного топлива . Он относится к определенному набору геологических дисциплин, которые применяются для поиска углеводородов ( разведки нефти ).

Анализ осадочного бассейна

Нефтяная геология в основном занимается оценкой семи ключевых элементов в осадочных бассейнах :

, Структурная ловушка в которой разлом соединил пористый и проницаемый резервуар с непроницаемым слоем. Масло (показано красным) скапливается возле уплотнения на глубине основания уплотнения. Любая дальнейшая миграция нефти из источника выйдет на поверхность и просочится.

В общем, все эти элементы должны оцениваться через ограниченное «окно» в недра, предоставляемое одной (или, возможно, несколькими) разведочными скважинами . Эти скважины представляют собой лишь одномерный сегмент Земли, и умение определять по ним трехмерные характеристики является одним из самых фундаментальных в нефтегазовой геологии. В последнее время доступность недорогих, высококачественных 3D-сейсмических данных (из сейсмологии отражения ) и данных различных электромагнитных геофизических методов (таких как магнитотеллурика ) значительно способствовала точности такой интерпретации. В следующем разделе эти элементы рассматриваются вкратце. Более подробный трактат см. во второй половине этой статьи ниже.

При оценке источника используются методы геохимии для количественной оценки природы богатых органическими веществами пород. ^[1] которые содержат прекурсоры углеводородов, так что можно оценить тип и качество выброшенных углеводородов.

Коллектор представляет собой пористую и проницаемую литологическую единицу или совокупность единиц, содержащую запасы углеводородов. Анализ коллекторов на простейшем уровне требует оценки их пористости (чтобы рассчитать объем залежи углеводородов) и их проницаемости (чтобы рассчитать, насколько легко углеводороды будут вытекать из них). ^[2] Некоторые из ключевых дисциплин, используемых при анализе резервуаров, - это области структурного анализа , стратиграфии , седиментологии и разработки месторождений .

Покрышка породы , или покрышка , представляет собой единицу с низкой проницаемостью, затрудняющую выход углеводородов из -коллектора . Обычные покрышки включают эвапориты , мели и сланцы . Анализ уплотнений включает оценку их толщины и протяженности, чтобы можно было количественно оценить их эффективность.

Геологическая ловушка — это стратиграфическая или структурная особенность, которая обеспечивает соседство коллектора и покрышки, так что углеводороды остаются в недрах, а не выходят (из-за их естественной плавучести ) и теряются.

Анализ созревания включает оценку термической истории материнской породы , чтобы сделать прогноз количества и сроков образования и выброса углеводородов.

Наконец, тщательные исследования миграции позволяют получить информацию о том, как углеводороды перемещаются от источника к резервуару, и помогают количественно определить источник (или кухню ) углеводородов в конкретной области.

Каротаж бурового раствора - распространенный способ изучения литологии при бурении нефтяных скважин .

Основные субдисциплины нефтяной геологии

В нефтяной геологии существует несколько основных дисциплин, специально предназначенных для изучения семи ключевых элементов, обсуждавшихся выше.

Критический момент

Критическим моментом является 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 ближе к концу существования нефтяной системы. Продолжительность – это время, в течение которого накапливаются важнейшие элементы нефтяной системы.

Критический момент имеет решающее значение, поскольку он основан на истории захоронения материнской породы, когда она находится на максимальной глубине захоронения. Именно в это время генерируется большая часть углеводородов. На этом этапе производится и выбрасывается примерно 50–90% нефти. Следующий шаг – попадание углеводородов в нефтяное окно. Нефтяное окно связано с тем, что материнская порода имеет соответствующую зрелость, а также находится на подходящей глубине для разведки нефти. Это понадобится геологам для сбора стратиграфических данных нефтяной системы для анализа.

Анализ нефтематеринской породы

Что касается анализа нефтематеринской породы, необходимо установить несколько фактов. на вопрос, действительно ли в этом районе есть Во-первых, необходимо ответить материнская порода. Очерчивание и идентификация потенциальных материнских пород зависит от исследований местной стратиграфии , палеогеографии и седиментологии , чтобы определить вероятность отложения богатых органическими веществами отложений в прошлом. ^[1]

Если вероятность наличия нефтематеринской породы считается высокой, следующим вопросом, на который следует обратить внимание, является состояние термической зрелости источника и сроки созревания. Созревание нефтематеринских пород (см. Диагенез и ископаемое топливо ) сильно зависит от температуры, так что большая часть образования нефти происходит в диапазоне от 60 до 120 ° C (от 140 до 248 ° F). Генерация газа начинается при аналогичных температурах, но может продолжаться и за пределами этого диапазона, возможно, до 200 ° C (392 ° F). ^[1] Поэтому, чтобы определить вероятность образования нефти/газа, необходимо рассчитать термическую историю материнской породы. Это выполняется с помощью сочетания геохимического анализа материнской породы (для определения типа присутствующего керогена и характеристик его созревания) и методов моделирования бассейна , таких как обратная очистка , для моделирования температурного градиента в осадочной колонне.

Геохимический анализ

В середине двадцатого века ученые начали серьезно изучать геохимию нефти. Геохимия первоначально использовалась для поверхностной разведки подземных углеводородов. Сегодня геохимия служит нефтяной промышленности, помогая искать эффективные нефтяные системы. Использование геохимии является относительно экономически эффективным, что позволяет геологам оценивать проблемы, связанные с коллекторами. Как только корреляция между нефтью и нефтематеринскими породами будет обнаружена, геологи-нефтяники будут использовать эту информацию для создания 3D-модели бассейна. Теперь они могут оценить время образования, миграции и накопления относительно образования ловушки. Это помогает в процессе принятия решений о необходимости дальнейшей разведки. Кроме того, это может увеличить добычу нефти, оставшейся в пластах, которые изначально считались неизвлекаемыми.

Бассейновый анализ

Полномасштабный анализ бассейна обычно проводится до определения потенциальных направлений и перспектив будущего бурения. В этом исследовании рассматривается нефтяная система и изучаются материнские породы (наличие и качество); история захоронения; созревание (сроки и объемы); миграция и фокус; и потенциальные региональные покрышки и крупные резервуары (которые определяют несущие пласты). Все эти элементы используются для исследования того, куда могут мигрировать потенциальные углеводороды. Затем определяются ловушки, потенциальные зацепки и перспективы в районе, который, вероятно, получил углеводороды.

Этап разведки

Хотя анализ бассейна обычно является частью первого исследования, которое компания проводит перед переходом на территорию для будущей разведки, иногда он также проводится на этапе разведки. Геологоразведочная деятельность включает в себя все виды деятельности и исследования, необходимые для обнаружения новых залежей углеводородов. Обычно проводятся сейсмические (или 3D-сейсмические) исследования, и старые данные разведки (сейсмические профили, каротажные диаграммы, отчеты) используются для расширения новых исследований. Иногда проводятся гравитационные и магнитные исследования, а также картируются места просачивания и разливы нефти, чтобы найти потенциальные области залежей углеводородов. обнаруживает значительное месторождение углеводородов Как только разведочная или разведочная скважина , начинается этап оценки.

Этап оценки

Этап оценки используется для определения масштаба открытия. Для расчета потенциальных извлекаемых объемов определяются коллекторские свойства углеводородов, связность, тип углеводородов, а также газонефтяные и водонефтяные контакты. Обычно это делается путем бурения дополнительных оценочных скважин вокруг первоначальной разведочной скважины. Эксплуатационные испытания также могут дать представление о пластовом давлении и связности. Геохимический и петрофизический анализ дает информацию о типе ( вязкость , химический состав, API, содержание углерода и т. д.) углеводородов и характере коллектора (пористость, проницаемость и т. д.). ^[2]

Стадия производства

После того, как месторождение углеводородов обнаружено и оценка показала, что это коммерческая находка, приступает к этапу добычи. На этом этапе основное внимание уделяется добыче углеводородов контролируемым способом (без повреждения пласта, в коммерческих объемах и т.д.). Добывающие скважины пробурены и заканчиваются на стратегических позициях. На этом этапе обычно доступна 3D-сейсмика, позволяющая точно нацелить скважины на оптимальную нефтеотдачу. Иногда методы повышения нефтеотдачи ( закачка пара , насосы и т. д.) используются для извлечения большего количества углеводородов или для повторной разработки заброшенных месторождений.

Анализ резервуара

Существование породы-коллектора (обычно песчаников и трещиноватых известняков ) определяется посредством сочетания 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 возможный резервуар углеводородов идентифицирован, ключевыми физическими характеристиками резервуара, которые представляют интерес для разведчика углеводородов, являются объем его породы, соотношение нетто-к-бру, пористость и проницаемость. ^[2]

Общий объем породы, или общий объем породы над любым контактом углеводородов и воды, определяется путем картирования и сопоставления пакетов осадочных пород. Отношение нетто-брутто, обычно оцениваемое по аналогам и каротажным диаграммам, используется для расчета доли осадочных пакетов, содержащих породы-коллекторы. Общий объем породы, умноженный на соотношение нетто-брутто, дает чистый объем породы коллектора. Чистый объем породы, умноженный на пористость, дает общий объем углеводородных пор, т.е. объем внутри осадочного пакета, который могут занимать флюиды (важно, углеводороды и вода). Суммирование этих объемов (см. STOIIP и GIIP ) для данного разведочного объекта позволит исследователям и коммерческим аналитикам определить, является ли перспективный объект финансово жизнеспособным.

Традиционно пористость и проницаемость определялись путем изучения буровых образцов, анализа керна, полученного из ствола скважины , исследования прилегающих частей коллектора, которые выходят на поверхность (см., например, Guerriero et al., 2009, 2011 , в ссылках ниже). и методом оценки пласта с использованием каротажных инструментов, спускаемых по самой скважине. Современные достижения в области сбора и обработки сейсмических данных привели к тому, что сейсмические атрибуты подземных горных пород легко доступны и могут использоваться для вывода о физических/осадочных свойствах самих горных пород.

См. также

Ссылки

В. Геррьеро; и др. (2011). «Улучшенный статистический многомасштабный анализ трещин в аналогах карбонатных коллекторов». Тектонофизика . 504 (1). Эльзевир : 14–24. Бибкод : 2011Tectp.504...14G . дои : 10.1016/j.tecto.2011.01.003 .
В. Геррьеро; и др. (2009). «Количественная оценка неопределенностей в многомасштабных исследованиях аналогов трещиноватых коллекторов: реализован статистический анализ данных линий сканирования карбонатных пород». Журнал структурной геологии . 32 (9). Эльзевир: 1271–1278. Бибкод : 2010JSG....32.1271G . дои : 10.1016/j.jsg.2009.04.016 .
А. Амосу, Ю. Сан (2019). «Количественная вероятностная основа для оценки критического момента в нефтяной системе». Бюллетень AAPG . 103 (1). Бюллетень AAPG : 177–187. Бибкод : 2019BAAPG.103..177A . дои : 10.1306/07031817387 . S2CID 134743618 .
М.Г. Фаулер, К.Е. Питерс (2002). «Применение геохимии нефти для разведки и управления разработкой месторождений». Органическая геохимия . 33 (1). Пергамон Пресс : 5–36. Бибкод : 2002OrGeo..33....5P . дои : 10.1016/S0146-6380(01)00125-5 .

Дальнейшее чтение

Брайан Френер. Поиск нефти: природа нефтяной геологии, 1859–1920 ( University of Nebraska Press ; 2011) 232 страницы.

Внешние ссылки

Нефтяная геология — форум, посвященный всем аспектам нефтяной геологии от разведки до добычи.
Oil On My Shoes — веб-сайт, посвященный науке и практическому применению нефтяной геологии.
AAPG — Американская ассоциация геологов-нефтяников
PetroleumGeology.org — Веб-сайт об истории и технологии нефтяной геологии.

^ Jump up to: ^а ^б ^с Ферридей, Тим; Монтенари, Майкл (2016). «Хемостратиграфия и хемофации аналогов нефтематеринских пород: анализ с высоким разрешением последовательностей черных сланцев из нижнесилурийской формации Формигосо (Кантабрийские горы, северо-запад Испании)» . Стратиграфия и временные рамки . 1 : 123–255. doi : 10.1016/bs.sats.2016.10.004 – через Elsevier Science Direct .
^ Jump up to: ^а ^б ^с Ричардсон, Итан Дж.; Монтенари, Майкл (2020). «Оценка потенциала залежей сланцевого газа с использованием многомасштабных характеристик и количественных характеристик сети пор, полученных с помощью СЭМ: бассейн Синьера-Маталлана, северо-запад Испании» . Стратиграфия и временные рамки . 5 : 677–755. дои : 10.1016/bs.sats.2020.07.001 . ISBN 9780128209912 . S2CID 229217907 – через Elsevier Science Direct.

[:0-1] Jump up to: ^а ^б ^с Ферридей, Тим; Монтенари, Майкл (2016). «Хемостратиграфия и хемофации аналогов нефтематеринских пород: анализ с высоким разрешением последовательностей черных сланцев из нижнесилурийской формации Формигосо (Кантабрийские горы, северо-запад Испании)» . Стратиграфия и временные рамки . 1 : 123–255. doi : 10.1016/bs.sats.2016.10.004 – через Elsevier Science Direct .

[:1-2] Jump up to: ^а ^б ^с Ричардсон, Итан Дж.; Монтенари, Майкл (2020). «Оценка потенциала залежей сланцевого газа с использованием многомасштабных характеристик и количественных характеристик сети пор, полученных с помощью СЭМ: бассейн Синьера-Маталлана, северо-запад Испании» . Стратиграфия и временные рамки . 5 : 677–755. дои : 10.1016/bs.sats.2020.07.001 . ISBN 9780128209912 . S2CID 229217907 – через Elsevier Science Direct.

[1]

[2]