Нетрадиционная разведка

Дэвид Бэмфорд

Cуществуют поводы считать, что за последние лет двадцать, компании, ведущие разведку в море, в некотором роде «обленились», полагаясь на то, что успех им обеспечат данные региональной 3D сейсморазведки.

Однако это будет невозможно, когда разведчики вернутся на сушу в поисках трудноизвлекаемых запасов: использование разведочными компаниями инновационных технологий станет ключевым фактором при возврате к наземной разведке на этом пути «назад в будущее».

В этой статье я собрал информацию о некоторых важных технологиях разведки, расположив их по степени масштабности и разрешения.

Дистанционное зондирование и нефтепроявления
В отдельных случаях, спутниковая съемка может выявлять признаки недавних изменений топографии. Вероятно, один из наиболее ярких примеров — наблюдения за поднятиями повехности на месторождении Гавар в Саудовской Аравии в поисках изменений, вызванных, предположительно, уплотнением пород по мере добычи нефти.

Однако результаты этих наблюдений оказались неожиданными(1) и неоспоримыми(2)!

Спутниковой съемкой также выявляют нефтепроявления на поверхности, и на сегодняшний день, это наиболее активная форма дистанционного зондирования.

Важно обозначить разницу между макро-нефтепроявлениями и микро-высачиванием.

Макро-нефтепроявления — это известные издавна и даже упоминавшиеся в Библии отдельные видимые выходы нефти, которые использовались для заложения скважин еще в Персии и Ираке (найти антиклиналь с выходом нефти, выяснить внутреннюю геометрию складки, бурить в нужной точке) – то, чем занималась BP в конце 80-х — начале 90-х, сначала используя воздушно-лазерный флуоресцентный метод (ALF), затем при помощи пары дорогих солнцезащитных очков, а потом отправляя дистанционно управляемые аппараты для изучения хемосинтетических колоний, живущих за счет выходов нефти на морском дне.

В наши дни применяют преимущественно технологию РСА, и такие компании, как Fugro NPA (теперь часть CGG) предлагают такую услугу. О том, что необходимо учитывать, рассказывалось в двух презентациях на форуме Finding Petroleum(3): избегать ложноположительных результатов (например, вызванных тем, что иракские супертанкеры всегда промывают емкости в одном и том же месте) и отбирать пробы на месте.

В отношении макро-нефтепроявлений обычно приводится два аргумента: Во-первых, почти в шутку, найти нефтепроявление — это хорошо или плохо? Cвидетельствует оно о действующей нефтегазоносной системе или же просто указывает на протекание ловушек? Обычно каналы перемещения флюидов можно выявить на основе региональных сейсморазведочных данных. Во-вторых, и это уже более серьезно – можно ли и следует ли использовать такие признаки для отбраковки рискованных проектов: покажет ли геохимический анализ проб нефти, находилась ли эта нефть когда-то в коллекторе или же сформировалась недавно, а проявление на поверхности – лишь выход канала ее миграции?

Полагаю, наиболее разумный подход – считать такие нефтепроявления признаками действующей нефтегазоносной системы, которая может быть геохимически достоверно приурочена к соответствующей материнской породе.

Если говорить о высачивании вообще, макро-нефтепроявления стоит считать крупными признаками, а микро-высачивание – фоновым шумом, значительно шире распространенном и менее очевидном. Существует два различных подхода к последнему. Во-первых, можно напрямую опробовать микро-высачивание: этим занимаются, к примеру, GORE Surveys. Их технология может использоваться как на суше, так и в море – она была подробно описана на двух выступлениях компании на форуме Finding Petroleum(4)(5).

В противном случае, можно привести хорошо документированный довод о том, что процесс высачивания оказывает влияние на химию почв и/или растительность, и воспользоваться технологией, распознающей эти признаки. Таких технологий несколько, но опять же, с этой целью можно использовать спутники, и в Советском Союзе считалось, что это хорошая идея… Компания Scotforth унаследовала элементы такого подхода и представила по этой теме несколько презентаций на форуме Finding Petroleum(6).

Наблюдения за микровысачиванием с использованием любой технологии, иногда вызывают серьезные скептические замечания по двум направлениям. Прежде всего, считается, что защитники идеи не слишком-то церемонятся с вопросом, что считать основным признаком, а что фоновым шумом. Во-вторых, мне кажется, что никто так ни разу и не смог показать, чтобы проба нефти из точки микро-высачивания в какой-то момент находилась бы в коллекторе, поэтому к заявлениям о том, что этот подход можно использовать для отбраковки объектов, нужно относиться с большой осторожностью.

Вероятно, лучше всего будет сказать, что такое высачивание может указывать на действующую нефтегазоносную систему.

Возникает мысль, что обилие скептицизма и многообразие мнений о высачивании в общем, имеют отношение к вопросу о том, является ли высачивание свидетельством наличия углеводородов, мигрировавших от материнских пород в какую-то ловушку или же не является. Но эта озабоченность – вопрос для традиционной разведки. Может быть, высачивание может рассматриваться иначе, когда речь идет о нетрадиционной разведке, где предметом поиска являются сланцевая нефть или сланцевый газ. Могут ли наблюдения за высачиванием и опробование помочь в поисках «лакомых кусков» на сланцевых месторождениях?

Традиционная гравиметрическая и магниторазведка
Большая часть потенциальных полевых данных традиционной разведки методом гравиметрии и магнитной съемки существует в форме региональных баз данных, таких, как тщательные подборки, предлагаемые (до сих пор) компанией Getech для районов Среднего Востока, значительных территорий России и СНГ, частей Африки и так далее.

Такие данные будут полезны в масштабах бассейнов, к примеру, для картирования «фундамента», выяснения структуры частиц и т.д., но не располагают достаточным разрешением и однозначностью, чтобы обеспечить современную «хирургически точную» разведку. Кроме того, согласование/интеграция магнитных и сейсмических моделей представляет собой сложную задачу.

Однако, появление гравиметрии методом измерения полного тензора (FTG) позволило заметно увеличить разрешение, и в сочетании с умеренными объемами 2D сейсморазведочных данных, эта методика стала мощным инструментом в разведке недр. Компания ArkEx написала отличный обзор этой технологии, который можно найти по ссылке(7).

Канадская компания NXT Energy предлагает технологию гравитационной аэросъемки, основанную на допущении, что гравитационное поле Земли искажается напряжениями (тектоническим напряжением, влияющим на ориентацию трещин и т.д.), и что это, в свою очередь, влияет на (или даже контролирует??) распространение ловушек флюидов, которые, таким образом, могут быть определены воздушной гравиметрической съемкой.

Пассивная сейсморазведка
Обычно, для этой технологии используется до сотни нодов, настроенных на долгосрочные измерения одного из двух источников сейсмических волн:
»    Естественные землетрясения на значимых расстояниях от регистрирующих устройств
»    Или сейсмические возмущения, вызванные полевыми мероприятиями, такими как ГРП или закачка воды, поблизости от записывающих устройств.

В случае, когда источником сейсмической активности являются природные землетрясения, фундаментальный принцип в том, что продольные волны от землетрясения в последние несколько секунд проходят почти вертикально через изучаемую толщу осадочных пород. Считается, что спектр частот таких продольных волн изменяется в различных пределах в зависимости от того, через какие конкретно породы и флюиды они проходят. В частности, утверждается, что присутствие углеводородов имеет сильное влияние на затухание волн, что позволяет определять нефтегазоносные пласты. Это предположение также встречает критику.

Тем не менее, я видел примеры, когда обратный прогон по времени миграции таких продольных волн через четкую скоростную модель (рассчитанную по 3D сейсмическим данным), обнаруживает зону «аномального затухания» как в известном нефтеносном пласте, так и в находящемся рядом предполагаемом.

Как отмечалось, это считается технически спорным вопросом, и интересно заметить, что компания Spectraseis, которая была одним из ведущих сторонников и поставщиков такого подхода, перебралась из Цюриха в Хьюстон, чтобы использовать свое оборудование на другом типе пассивного источника.

Чтобы рассматривать техногенные «землетрясения» в качестве источника, записывающее оборудование устанавливается вблизи мест, где ведется ГРП, сброс «разрывающих» жидкостей или обычная закачка воды, и ведется мониторинг небольших возмущений, которые возникают или могут возникать во время таких процессов. В теории, в этом есть два или три преимущества:
»    «Возмущение» может быть точно определено в пространстве, что позволяет определить, осталась ли трещина в пределах целевого интервала пласта или нет.
»    Как и в случае с природными землетрясениями, можно разработать решение плоскости нарушения, что выявит направление трещин.
»    Попутные события, связанные с «разрывающей» жидкостью или водой, могут быть точно определены в пространстве

Две из нескольких компаний, ведущих активную деятельность по данному направлению — Micro-Seismic Inc. и Spectraseis.

Традиционная сейсморазведка
Современные 3D методы занимают центральную позицию в морской разведке, включая в себя анализ стратиграфии, седиментологии, прогнозирование фаций, физику пород, прогнозирование углеводородной фазы в региональном и разведочном масштабах, а затем обеспечивая «хирургически точный» инструмент для выбора расположения скважин.

Фактом остается то, что такая интеграция гораздо реже встречается на суше, и 3D сейсморазведка играет значительно меньшую роль.
Существуют две значительных проблемы в отношении традиционной сейсморазведки на суше, особенно 3D.

Первая – это цена.

Вторая проблема, частная для сланцевых месторождений, заключается в том, может ли использование сейсмических параметров, применяемое для разведки на нефть и газ в пористых песчаниках и, до некоторой степени, карбонатных породах, быть доработано для успешной разведки сланцевых месторождений.

Что же с ценой?

В пример приведу недавно услышанную историю о разведке на форланде Лланос в Колумбии, где «все теперь проводят сейсморазведку 3D методом», имея коэффициент результативности до 75%, что для наземной разведки довольно-таки замечательно. Местность здесь — умеренно холмистые «скотоводческие угодия», поэтому для получения 3D данных условия довольно простые… однако стоимость за квадратный километр раз в десять превышает цену за мультиклиентские морские сейсморазведочные данные, т.е. речь идет порядка о 25-30 тысячах долларов за кв. км. Ну а если забираться в сам складчатый пояс Лланос, стоимость составит порядка 100 тысяч за кв. км. данных.

Почему так? Откуда такая разница? Как можно столько платить!

С моей точки зрения, наземная сейсморазведка просто не видела еще того прорыва в технологии получения данных, который изменил морскую 3D сейсморазведку уже больше 15 лет назад.

Как часто замечал мой старый друг Иан Джэк, а с ним и Боб Хит из компании iSeis на мероприятиях Finding Petroleum(8)(9), причина заключается в медленности и больших трудозатратах при использовании кабелей, так что первый необходимый нам технологический прорыв – это появление легких и долговечных беспроводных систем.

Второй прорыв, возможно, уже произошел: почти вошло в рутину использование метода «одновременных свипов» Вибросейс, изначально доказанного компанией BP в пустынях Северной Африки, а сегодня используемого значительно шире.

В сочетании, одновременные свипы и беспроводная запись данных значительно сократят стоимость наземной 3D разведки за кв. км.

Я прекрасно понимаю: бесполезно ожидать, чтобы цены на наземную 3D сейсморазведку вдруг упали до уровня мультиклиентских морских разведочных данных, во многом из-за того, что сейсморазведочным бригадам на суше придется столкнуться со сложностями работы в различных условиях местности и топографии, а для эксплуатации наземного сейсморазведочного оборудования неизбежно потребуется много человеческих ресурсов.

Поэтому лучше простого призыва «дешевле, пожалуйста!» будет сказать, что стоимость наземной 3D сейсморазведки должна опуститься до такого уровня, чтобы масштабы ее подходили для целей региональных и разведочных работ и аккуратно укладывались бы в концепцию «постепенного фокусирования на наземной разведке».

А что до сейсмических параметров?

Анализы Kimmeridge Energy показывают, что экономика сланцевого плея в США может сильно зависеть от того, насколько близко к центральной его части ведутся работы. Определение упомянутого «центра» после бурения довольно просто, особенно при наличии огромной базы данных по скважинам, шламу, керну, дебитам и т.п. — все это доступно для статистического анализа. Такой анализ возможен еще до бурения для бассейнов, по которым есть множество данных; как сформулуровали это специалисты Kimmeridge Energy “определение центра зависит от картирования оптимальной сходимости различных технических аттрибутов», например, минералогии, глубины, мощности, пористости, проницаемости, трещинноватости, TOC/R0, S1 для «целевых» сланцев(10).

Я задаюсь вопосом, сколькие из североамериканских участников рынка смогут успешно использовать свой опыт работы в США и Канаде на международной арене? Стоимость будет выше почти везде на планете, кроме Северной Америки, поэтому определение «центра» – «лакомого куска» сланцевого плея до бурения будет абсолютно необходимо; и для этого компаниям, которые планируют свой успех на международной арене, потребуются ключевые навыки, особенно в нефтегазовой геохимии, которыми долгое время пренебрегалось, ведь все были заняты поисками морских, особенно глубоководных, нефтяных провинций.

Кроме того, объем данных, и в особенности, их качество будет значительно ниже, чем обычно в США.

И, если верить историческим аналогиям, вспомним, как лет 20-25 назад многие компании, даже располагая соответствующими навыками в даже очень богатых данными США и Канаде, не смогли добиться успеха на международных проектах.

Поэтому, пока логический центр внимания в деле экспорта «сланцевого бума» из США в другие регионы планеты удерживается на вопросах эксплуатации – достаточны ли объемы оборудования для бурения и заканчивания скважин за пределами США, поддержит ли такую эксплуатацию общественность и политические структуры, найдется ли достаточно ли рабочей силы и существует ли необходимая инфраструктура, мой главный вопрос в том, обладаем ли мы достаточными знаниями, чтобы разведывать так называемые «ресурсные плеи» на международном уровне?

Поможет ли здесь геофизика, в частности, технологии сейсморазведки? Похоже, что непосредственный ответ – «да»; в последнее время проводились исследования геофизических характеристик сланцев, некоторые из которых были спровоцированы «сланцевым бумом». Ситуация здесь отличается от, скажем, картирования геометрии каналов в системах обломочных пород глубоко под водой с последующим прогнозированием пористости и заполнения флюидами на основе акустического импеданса или AVO, но все же, возможно.

Например, похоже что значение ООУ связано с плотностью, а плотность — составляющая импеданса, поэтому, в принципе, может быть выведена из отражения.

Исторические данные также показывают, что производительность скважины зависит от разрываемости пород и того, насколько хорошо пласт может удерживать наведенные трещины. «Разрываемость» пород, склонность пласта к растрескиванию и сохранению трещин, напрямую коррелируется с хрупкостью, поэтому важным дополнительным требованием в определении сланцевых «лакомых кусков» будет прогнозирование хрупкости, определяющей склонность пласта к разрушению под напряжением и сохранению трещиноватости. Здесь может пригодиться модуль Юнга, полученный из сейсмических данных(11).

Это приводит нас в новаторскую область. Формирование нефти и газа материнскими породами создает микротрещины, которые эволюционируют под воздействием естественного дифференциального напряжения пород, обычно с течением геологического времени приобретая определенную преимущественную ориентацию. Затем эти микротрещины контролируют, в первую очередь, возможное движение углеводородов в материнской породе, а также естественную хрупкость пород. Затем эти аспекты геомеханики необходимо увязать с нашей способностью интерпретировать сейсмические данные; если говорить кратко – трехкомпонентные (3C) сейсмические данные дают возможность использовать поперечные волны (а иногда и скорость распространения продольных волн) для картирования трещин, то есть то, чего невозможно достичь, располагая лишь традиционными сейсмическими данными.

Поэтому, в принципе, сейсморазведка могла бы способствовать в поисках «лакомых кусков»…………… если бы не драконские цены, установленные использующими кабель сейсморазведочными подрядными компаниями.

Таким образом, во всяком случае, по моему скромному мнению, два ключевых вопроса заключаются в следующем: можем ли мы использовать несейсмические методы для фокусирования на сравнительно небольшой площади месторождения, а затем уже использовать беспроводные технологии сейсморазведки для получения (3C) 3D данных за такую цену, которая не заставила бы «снимать последнюю рубашку»?

Вопрос интеграции
Давайте предположим, что мы заняты разведкой сланцевых «лакомых кусков» в том районе, где находятся одни из самых лучших материнских пород в мире, в условиях строгой правовой базы, где задача заключается в том, чтобы получить максимум пользы от каждой скважины и бурить как можно меньше скважин.

Вот чем мы можем располагать:
»    Спутниковые (РСА) снимки, на которых видно несколько активных нефтепроявлений, а также возможные изменения растительности, связанные с присутствием углеводородов.

»    Данные FTG (и некоторый объем 2D сейсморазведочных данных), показывающие форму бассейна и структуру зерен.

»    Некоторый объем данных пассивных сейсмических исследований, показывающий небольшое количество зон «аномального затухания».

»    Полу-региональная 3D съемка, позволяющая разработать хорошую геологическую модель.

»    Сейсмические параметры указанной съемки.

»    Некоторый объем информации по плотности трещин и их преимущественной ориентации.

»    Некоторое количество проб микро-высачивания.

Впечатляюще.

Нам также понадобится огромное количество чертежной бумаги и старый добрый светостол!

Ведь я готов поспорить, что на сегодняшний день нет другого способа интеграции и визуализации всех этих различных типов данных.

И я жду, чтобы кто-нибудь доказал обратное!

Ссылки:
1.  http://online.wsj.com/article/SB121002229576468609.html

2.  http://www.theoildrum.com/node/3954

3.  http://www.findingpetroleum.com/event/South_East_Asia_exploration_where_are_the_big_fields_hiding/80255.aspx

4.  http://www.findingpetroleum.com/event/Advances_in_Exploration_Technology/01a.aspx

5.  http://www.findingpetroleum.com/event/The_North_Atlantic_where_are_the_big_fields_hiding/07d6f.aspx

6.    http://www.findingpetroleum.com/event/Advances_in_Exploration_Technology/01a.aspx

7.    http://www.findingpetroleum.com/n/Insight_The_increasing_use_of_Gravity_Gradiometry_in_the_Exploration_Workflow/edb52e81.aspx

8.    http://64be6584f535e2968ea8-7b17ad3adbc87099ad3f7b89f2b60a7a.r38.cf2.rackcdn.com/Jack.2013.OilVoiceForum.March.Rev3.pdf

9.    http://www.findingpetroleum.com/event/Total_3D_seismic_onshore_a_disruptive_transition/975.aspx

10.    http://730926bc1eaea1361e79-997641d029b6764b67dd905fd3aab10c.r8.cf2.rackcdn.com/2-%20Finding%20Petroleum%20presentation.pdf

11.    http://www.arcis.com/?__hstc=112058779.b6776976b2e06c577cca323bb25f4136.1374477728528.1374477728528.1374477728528.1&__hssc=112058779.5.1374477728528