Введение
Подземное скопление углеводородов
Нефтяной или нефтегазовый резервуар – это подземное накопление углеводородов, заключенное в пористых или трещиноватых горных породах. Такие резервуары формируются, когда кероген (древнее растительное вещество) образуется в окружающей породе под воздействием высокой температуры и давления в земной коре. Резервуары классифицируются, главным образом, на традиционные и нетрадиционные. В традиционных резервуарах природные углеводороды, такие как сырая нефть (нефть) или природный газ, удерживаются перекрывающими горными породами с более низкой проницаемостью, а в нетрадиционных резервуарах породы обладают высокой пористостью и низкой проницаемостью, что удерживает углеводороды в пласте и не требует наличия покрывающей породы. Поиск резервуаров осуществляется с использованием методов геологоразведки углеводородов.
Нефтяное месторождение
Нефтяное месторождение – это область накопленной жидкой нефти под землей в нескольких (потенциально связанных) резервуарах, удерживаемой непроницаемыми горными породами при подъеме. В промышленном понимании, нефтяное месторождение подразумевает наличие экономической выгоды, оправдывающей коммерческое освоение. Нефтяные месторождения могут простираться на сотни километров по поверхности, что означает, что работы по добыче могут быть масштабными и распределенными по большой территории. Помимо оборудования для добычи, на месторождении могут быть разведочные скважины для поиска новых участков резервуара, трубопроводы для транспортировки нефти и вспомогательные объекты. Нефтяные месторождения могут возникать везде, где геологические условия позволяют, что означает, что некоторые из них могут находиться вдали от цивилизации, включая морские месторождения. Создание операционной деятельности на нефтяном месторождении – сложная логистическая задача, включающая оборудование для добычи и транспортировки, а также инфраструктуру, такую как дороги и жилье для рабочих. Эта инфраструктура должна быть спроектирована с учетом срока службы месторождения, поскольку добыча может продолжаться многие годы. Ряд компаний, таких как Hill International, Bechtel, Esso, Weatherford International, Schlumberger Limited, Baker Hughes и Halliburton, располагают подразделениями, специализирующимися на крупномасштабном строительстве инфраструктуры для поддержки разработки нефтяных месторождений. Термин «нефтяное месторождение» может использоваться как сокращение для обозначения всей нефтяной промышленности. Однако более точно разделить нефтяную промышленность на три сектора: upstream (добыча сырой нефти из скважин и отделение воды от нефти), midstream (транспортировка сырой нефти по трубопроводам и танкерами) и downstream (переработка сырой нефти в продукты, сбыт нефтепродуктов и транспортировка на АЗС). Более 65 000 нефтяных месторождений разбросаны по всему миру, на суше и на море. Крупнейшие из них – Гавар в Саудовской Аравии и Бурган в Кувейте, с запасами, оцениваемыми от 66 до 104 миллиардов баррелей (9,5 × 109 м3) каждое. В современном мире местоположение нефтяных месторождений с доказанными запасами нефти является ключевым фактором, лежащим в основе многих геополитических конфликтов.
Газовое месторождение
Природный газ образуется тем же геологическим термическим крекингом, который превращает кероген в нефть. Вследствие этого нефть и природный газ часто встречаются вместе. В общепринятом понимании, месторождения, богатые нефтью, называются нефтяными месторождениями, а месторождения, богатые природным газом, – газовыми месторождениями. В общем случае, органические осадочные породы, залегающие на глубине от 1000 до 6000 м (при температуре от 60 до 150 °C), генерируют нефть, в то время как породы, залегающие глубже и при более высоких температурах, генерируют природный газ. Чем глубже источник, тем "суше" газ (то есть, тем меньше содержание конденсата в газе). Поскольку и нефть, и природный газ легче воды, они стремятся подниматься из своих источников, пока не просачиваются на поверхность или не оказываются в непроницаемой стратиграфической ловушке. Их можно извлечь из ловушки посредством бурения. Крупнейшим газовым месторождением является месторождение Южный Парс/Асалуйе, которое разделяют Иран и Катар. Второе по величине газовое месторождение – Уренгойское, а третье – Ямбургское, оба расположены в России. Как и нефть, природный газ часто встречается под водой, в морских газовых месторождениях, таких как Северное море, газовое месторождение Корриб у берегов Ирландии и в районе острова Сейбл. Технологии добычи и транспортировки морского природного газа отличаются от технологий, применяемых на наземных месторождениях. Для этого используются несколько очень крупных морских буровых установок из-за высокой стоимости и логистических сложностей, связанных с работой на воде. Рост цен на газ в начале XXI века побудил буровые компании вернуться к разработке месторождений, которые ранее считались экономически нецелесообразными. Например, в 2008 году McMoran Exploration достигла глубины скважины более 32 000 футов (9754 м) – самой глубокой разведочной скважины в истории газодобычи – на участке Blackbeard в Мексиканском заливе. Буровая установка Exxon Mobil достигла 30 000 футов к 2006 году, не обнаружив газа, после чего работы на участке были прекращены.
Ловушки
Ловушка формируется, когда силы плавучести, вызывающие восходящую миграцию углеводородов через проницаемую породу, не могут преодолеть капиллярные силы непроницаемого экрана. Время формирования ловушки по отношению ко времени генерации и миграции нефти имеет решающее значение для обеспечения формирования коллектора. Нефтяные геологи обычно классифицируют ловушки на три категории, основанные на их геологических особенностях: структурные ловушки, стратиграфические ловушки и гораздо менее распространенные гидродинамические ловушки. Механизмы формирования многих нефтяных коллекторов сочетают в себе характеристики нескольких категорий и могут называться комбинированными ловушками. Ловушки описываются как структурные (в деформированных слоях, таких как складки и разломы) или стратиграфические (в областях изменения типов горных пород, таких как несогласия, постепенное исчезновение пластов и рифы).
Структурные ловушки
Структурные ловушки формируются в результате изменений в структуре недр под воздействием таких процессов, как складчатость и разломы, что приводит к образованию куполов, антиклиналей и складок. Примеры таких ловушек включают антиклинольные ловушки, ловушки, связанные с разломами, и ловушки соляных куполов. Они легче выявляются и более перспективны, чем стратиграфические ловушки, и на них приходится большая часть мировых запасов нефти.
Стратиграфические ловушки
Стратиграфические ловушки формируются в результате латеральных и вертикальных изменений в мощности, текстуре, пористости или литологии коллекторской породы. Примеры таких ловушек включают ловушки несогласия, линзовидные ловушки и рифовые ловушки.
Гидродинамические ловушки
Гидродинамические ловушки — гораздо менее распространенный тип ловушек. Они возникают из-за разницы в давлении воды, связанной с движением воды, что приводит к наклону контакта нефти и воды.
Печать / шапка
Печать (также называемая покрывающей породой) является фундаментальной частью ловушки, предотвращающей дальнейшую миграцию углеводородов вверх. Капиллярная перекрышка формируется, когда капиллярное давление в горловинах пор превышает или равно давлению выталкивающей силы мигрирующих углеводородов. Они не позволяют флюидам мигрировать сквозь них до тех пор, пока их целостность не будет нарушена, что приводит к утечке. Существуют два типа капиллярных перекрышек, классификация которых основана на преобладающем механизме утечки: гидравлическая перекрышка и мембранная перекрышка. Мембранная перекрышка будет давать утечку всякий раз, когда разность давлений через перекрышку превышает пороговое давление вытеснения, позволяя флюидам мигрировать через поры в перекрышке. Она будет протекать лишь настолько, чтобы снизить разность давлений ниже давления вытеснения и затем снова запечатается. Гидравлическая перекрышка образуется в породах с значительно более высоким давлением вытеснения, в результате чего давление, необходимое для образования трещин растяжения, фактически ниже, чем давление, необходимое для вытеснения флюида – например, в эвапоритах или очень плотных сланцах. Порода будет разрушаться, когда поровое давление превысит как ее минимальное напряжение, так и предел прочности на растяжение, а затем снова запечатается при снижении давления и закрытии трещин.
Необычные резервуары
Необычные (нефтегазовые) резервуары – это скопления, в которых нефтяные и газовые фазы плотно связаны с горной породой силами капиллярного давления, что требует специальных методов оценки и извлечения. Необычные резервуары формируются совершенно иным образом, чем традиционные, основное отличие заключается в отсутствии "ловушек". Этот тип резервуаров может приводиться в движение уникальным способом, поскольку выталкивающая сила может не играть роли в накоплении нефти и газа в таких резервуарах. Это можно сравнить с тем, что нефть, которую можно извлечь, образуется непосредственно в материнской породе, а не накапливается под покрывающей породой. Нефтяные пески – пример необычного нефтяного резервуара. Необычные резервуары и связанная с ними нетрадиционная нефть охватывают широкий спектр технологий добычи и переработки, а также множество различных источников. Поскольку нефть содержится в материнской породе, разработка необычных резервуаров требует от добывающей компании функционировать как горнодобывающее предприятие, а не как предприятие, занимающееся бурением и откачкой, как в случае с традиционными резервуарами. Это имеет свои недостатки, включая более высокие затраты на последующую переработку, связанные с полным и чистым извлечением нефти, что является важным фактором для компании, заинтересованной в разработке месторождения. Также образуются отходы, что увеличивает затраты на рекультивацию. Несмотря на эти недостатки, нетрадиционная нефть разрабатывается все более активно из-за истощения традиционных резервуаров во всем мире.
Оценка резервов
После открытия месторождения инженер по разработке нефтяных месторождений стремится получить более полное представление об аккумуляции. В простом учебном примере однородного резервуара первым этапом является проведение сейсмической разведки для определения возможного размера ловушки. Оценочные скважины могут использоваться для определения положения контакта нефти и воды, а вместе с ним – высоты нефтенасыщенных пластов. Часто, в сочетании с сейсмическими данными, можно оценить объем нефтеносного резервуара. Следующим шагом является использование информации из оценочных скважин для оценки пористости породы. Пористость нефтяного месторождения, или процент общего объема, занятого флюидами, а не твердой породой, обычно составляет 20–35% или меньше. Она позволяет получить представление о фактической емкости. Лабораторные исследования могут определить характеристики флюидов резервуара, в частности, коэффициент расширения нефти, то есть, насколько нефть расширяется при подъеме из условий высокого давления и высокой температуры резервуара в "резервуарную емкость" на поверхности. Имея такую информацию, можно оценить количество баррелей нефти в резервуарных условиях. Такая нефть называется исходной нефтью в резервуарной емкости. Изучая такие факторы, как проницаемость породы (легкость, с которой флюиды могут протекать через породу) и возможные механизмы вытеснения, можно оценить коэффициент извлечения, то есть, какую долю нефти в пласте можно разумно ожидать добыть. Коэффициент извлечения обычно составляет 30–35%, что дает оценку извлекаемых ресурсов. Сложность заключается в том, что резервуары неоднородны. Они характеризуются переменной пористостью и проницаемостью и могут быть разделены на блоки трещинами и разломами, что затрудняет движение флюидов. Поэтому часто проводится компьютерное моделирование экономически целесообразных резервуаров. Геологи, геофизики и инженеры по разработке нефтяных месторождений совместно создают модель, позволяющую имитировать движение флюидов в резервуаре, что приводит к более точной оценке извлекаемых ресурсов. Запасы – это лишь часть извлекаемых ресурсов, которые будут разрабатываться в рамках определенных и утвержденных проектов развития. Поскольку оценка запасов оказывает непосредственное влияние на стоимость компании или актива, она обычно осуществляется в соответствии со строгим набором правил или рекомендаций.
Производство
Чтобы получить содержимое нефтяного пласта, как правило, необходимо бурение в земную кору, хотя в некоторых частях мира существуют естественные выходы нефти на поверхность, такие как Ла-Бреа-Тар-Питс в Калифорнии и многочисленные проявления в Тринидаде. На количество извлекаемых углеводородов из пласта влияют распределение флюидов в пласте, начальные объемы флюидов в пласте, пластовое давление, свойства флюидов и пород, геометрия пласта, тип скважины, их количество, расположение скважин, стратегия разработки и принципы эксплуатации. Современные методы добычи включают термические, газовые и химические способы увеличения нефтеотдачи.
Приводные механизмы
Неосвоенный пласт может находиться под достаточным давлением для подъема углеводородов на поверхность. По мере добычи флюидов давление часто падает, и дебит снижается. Пласт может реагировать на отбор флюида таким образом, что это способствует поддержанию давления. В некоторых случаях могут потребоваться методы искусственного поддержания пластового давления.
Двигатель на газообразном растворе
Этот механизм (также известный как вытеснение за счет истощения пласта) зависит от растворенного газа в нефти. Изначальный пласт может быть полностью полужидким, но ожидается наличие газообразных углеводородов в растворе из-за давления. По мере истощения пласта давление падает ниже точки насыщения, и газ выделяется из раствора, формируя газовую шапку в верхней части пласта. Эта газовая шапка оказывает давление на жидкость, помогая поддерживать общее давление. Это происходит, когда природный газ находится в газовой шапке под нефтью. При бурении скважины пониженное давление вблизи забоя скважины приводит к расширению нефти. По мере снижения давления оно достигает точки насыщения, и затем пузырьки газа выталкивают нефть на поверхность. Пузырьки газа достигают критической насыщенности и объединяются в единую газовую фазу. После этой точки и при более низком давлении газовая фаза вытекает быстрее, чем нефть, из-за своей более низкой вязкости. Выделяется больше свободного газа, и в конечном итоге источник энергии истощается. В некоторых случаях, в зависимости от геологического строения, газ может мигрировать к верхней части нефтяного пласта и образовать вторичную газовую шапку. Часть энергии может поступать от воды, газа в воде или сжатых пород, однако их вклад обычно незначителен по сравнению с расширением углеводородов. Правильное управление дебитом позволяет получить больше преимуществ от вытеснения за счет растворенного газа. Вторичные методы разработки включают закачку газа или воды для поддержания давления в пласте. Отношение газ/нефть и дебит нефти остаются стабильными до тех пор, пока давление в пласте не опустится ниже точки насыщения и не будет достигнута критическая насыщенность газа. Когда газ истощается, отношение газ/нефть и дебит нефти снижаются, давление в пласте падает, и энергия пласта исчерпывается.
Двигатель газовой крышки
В резервуарах, уже имеющих газовую шапку (начальное пластовое давление ниже точки насыщения), газовая шапка расширяется при разработке месторождения, оказывая дополнительное давление на нефтяные зоны. Это происходит, если в пласте содержится больше газа, чем может быть растворено в нефти. Газ обычно мигрирует к верхней части структуры. Он сжимается над нефтяным пластом, и по мере добычи нефти газовая шапка помогает вытеснять её. Со временем газовая шапка опускается и проникает в нефть, в результате чего скважина начинает давать всё больше газа, пока не перейдет на газовый режим. Наиболее эффективно управлять газовой шапкой, располагая добывающие скважины таким образом, чтобы она не достигла их до максимальной нефтеотдачи. Высокая дебитная производительность также может привести к миграции газа вниз в продуктивный пласт. В этом случае снижение пластового давления происходит не так быстро, как при газовом давлении за счет растворенного газа. В этом случае дебит нефти снижается не столь резко, но также зависит от расположения скважины относительно газовой шапки. Как и в случае с другими механизмами поддержания пластового давления, можно использовать закачку воды или газа. Если газовая шапка сочетается с притоком воды, механизм вытеснения может быть высокоэффективным.
Водоносный водонос
Под углеводородами может присутствовать вода (обычно соленая). Вода, как и все жидкости, в некоторой степени сжимаема. По мере выработки углеводородов снижение давления в пласте позволяет воде незначительно расширяться. Хотя это расширение незначительно, при достаточном размере водоносного горизонта это приведет к значительному увеличению объема, который будет оказывать давление на углеводороды, поддерживая пластовое давление. В пластах с водным притоком снижение пластового давления очень незначительно; в некоторых случаях пластовое давление может оставаться неизменным. Газонефтяное отношение также остается стабильным. Дебит нефти будет оставаться относительно стабильным до момента достижения воды скважиной. Со временем обводненность будет увеличиваться, и скважина будет обводнена. Вода может находиться в водоносном горизонте (но редко пополняться поверхностными водами). Эта вода постепенно замещает объем извлекаемой нефти и газа, при условии, что скорость добычи соответствует активности водоносного горизонта, то есть водоносный горизонт пополняется естественным притоком воды. Если вода начинает поступать вместе с нефтью, коэффициент извлечения может стать экономически невыгодным из-за увеличения затрат на подъем и утилизацию воды.
Впрыск воды и газа
Если естественного пластового давления недостаточно, а так бывает очень часто, то давление можно поддерживать искусственно, закачивая воду в водоносный горизонт или газ в газовый колпак.
Гравитационный дренаж
Сила тяжести заставит нефть перемещаться вниз от газа и вверх от воды. Если существует вертикальная проницаемость, то темпы извлечения могут быть еще выше.
Резервуары газа и газового конденсата
Они возникают, если пластовые условия позволяют углеводородам находиться в газообразном состоянии. Добыча осуществляется за счет расширения газа. Восстановление из закрытого пласта (то есть, без водонапорного режима) очень высокое, особенно если давление на забое снижается до минимума (обычно это достигается с помощью компрессоров на устье скважины). Любые добываемые жидкости имеют светлый или бесцветный цвет и плотность выше 45 API. Газовый цикл – это процесс, при котором сухой газ закачивается в пласт и добывается вместе с конденсированной жидкостью.