استكشاف الهيدروكربونات

استكشاف الهيدروكربونات (أو استكشاف النفط والغاز ) هو البحث الذي يقوم به الجيولوجيون البتروليون والجيوفيزيائيون عن رواسب الهيدروكربونات ، وخاصة البترول والغاز الطبيعي ، في قشرة الأرض باستخدام جيولوجيا البترول .

تُعدّ المعالم السطحية المرئية ، مثل تسربات النفط والغاز الطبيعي ، والحفر (الفوهات تحت الماء الناتجة عن تسرب الغاز)، أدلةً أساسيةً على تكوّن الهيدروكربونات (سواءً كانت سطحيةً أو عميقةً في باطن الأرض). مع ذلك، يعتمد معظم الاستكشاف على تقنيات متطورة للغاية للكشف عن هذه الرواسب وتحديد مدى انتشارها باستخدام الجيوفيزياء الاستكشافية . تخضع المناطق التي يُعتقد أنها تحتوي على هيدروكربونات في البداية لمسح جاذبية ، أو مسح مغناطيسي ، أو مسح زلزالي سلبي ، أو مسح انعكاس زلزالي إقليمي، وذلك للكشف عن المعالم واسعة النطاق للجيولوجيا تحت السطحية. تخضع المعالم ذات الأهمية (المعروفة باسم المؤشرات ) لمسوح زلزالية أكثر تفصيلًا، والتي تعمل على مبدأ قياس الوقت الذي تستغرقه الموجات الصوتية المنعكسة للانتقال عبر مواد (صخور) ذات كثافات متفاوتة، باستخدام عملية تحويل العمق لإنشاء صورة جانبية للبنية التحتية. أخيرًا، عندما يتم تحديد موقع محتمل وتقييمه، ويستوفي معايير اختيار شركة النفط، يتم حفر بئر استكشافية في محاولة لتحديد وجود النفط أو الغاز أو عدمه بشكل قاطع. في العمليات البحرية، يمكن تقليل المخاطر باستخدام أساليب المسح الكهرومغناطيسي (EM) ^{[ 1 ]}

يُعدّ التنقيب عن النفط عملية مكلفة وعالية المخاطر. وعادةً ما تقتصر عمليات التنقيب في المناطق البحرية والنائية على الشركات الكبرى أو الحكومات الوطنية. تتراوح تكلفة حفر آبار النفط في الجرف القاري الضحل (مثل بحر الشمال ) بين 10 و30 مليون دولار أمريكي، بينما قد تصل تكلفة حفر آبار المياه العميقة إلى أكثر من 100 مليون دولار أمريكي. وتبحث مئات الشركات الصغيرة عن مكامن الهيدروكربونات البرية في جميع أنحاء العالم، حيث لا تتجاوز تكلفة حفر بعض الآبار 100 ألف دولار أمريكي.

يُعدّ موقع التنقيب عن النفط بمثابة فخّ محتمل يعتقد الجيولوجيون أنه قد يحتوي على هيدروكربونات. يجب أولاً إجراء قدر كبير من الدراسات والتحليلات الجيولوجية والبنيوية والزلزالية لتحديد موقع حفر الهيدروكربونات المحتمل، بدءًا من مرحلة الاكتشاف الأولي وصولاً إلى مرحلة التنقيب الفعلي. يجب توافر أربعة عوامل جيولوجية لكي ينجح موقع التنقيب، وإذا لم يتوفر أي منها، فلن يُعثر على نفط أو غاز.

صخرة المصدر

عندما تتعرض الصخور الغنية بالمواد العضوية مثل الصخر الزيتي أو الفحم لضغط ودرجة حرارة عاليتين على مدى فترة طويلة من الزمن، تتشكل الهيدروكربونات.

الهجرة

الهجرة هي حركة النفط من الصخور المصدرية إلى المكمن. تُطرد الهيدروكربونات من الصخور المصدرية بثلاث آليات مرتبطة بالكثافة : الهيدروكربونات الناضجة حديثًا أقل كثافة من المواد الأولية، مما يُسبب ضغطًا زائدًا؛ الهيدروكربونات أخف وزنًا، لذا تهاجر إلى الأعلى بفعل الطفو؛ وتتمدد السوائل مع ازدياد عمق الدفن، مما يُؤدي إلى ارتفاع درجة حرارتها. تهاجر معظم الهيدروكربونات إلى السطح مع تسرب النفط ، لكن بعضها يُحتبس.

خزان

توجد الهيدروكربونات في صخور الخزان، والتي عادةً ما تكون من الحجر الرملي أو الحجر الجيري المسامي . يتجمع النفط في مسام الصخور، مع العلم أن الشقوق المفتوحة في الصخور غير المسامية (مثل الجرانيت المتشقق ) قد تخزن الهيدروكربونات أيضاً. يجب أن يكون الخزان نفاذاً أيضاً لكي تتدفق الهيدروكربونات إلى السطح أثناء الإنتاج.

فخ

تكون الهيدروكربونات طافية، ولذا يجب حصرها داخل مصيدة بنيوية (مثل الطية المحدبة أو كتلة الصدع ) أو مصيدة طبقية . ويجب تغطية مصيدة الهيدروكربونات بصخرة غير منفذة تُعرف بالغطاء الصخري لمنع تسرب الهيدروكربونات إلى السطح.

Hydrocarbon exploration is a high risk investment and risk assessment is paramount for successful project portfolio management. Exploration risk is a difficult concept and is usually defined by assigning confidence to the presence of the imperative geological factors, as discussed above. This confidence is based on data and/or models and is usually mapped on Common Risk Segment Maps (CRS Maps). High confidence in the presence of imperative geological factors is usually coloured green and low confidence coloured red.^[2] Therefore, these maps are also called Traffic Light Maps, while the full procedure is often referred to as Play Fairway Analysis (PFA).^[3] The aim of such procedures is to force the geologist to objectively assess all different geological factors. Furthermore, it results in simple maps that can be understood by non-geologists and managers to base exploration decisions on.

Bright spot

On a seismic section, coda that have high amplitudes due to a formation containing hydrocarbons.

Chance of success

An estimate of the chance of all the elements (see above) within a prospect working, described as a probability.

Dry hole

A boring that does not contain commercial hydrocarbons. See also Dry-hole clause

Flat spot

Possibly an oil-water, gas-water or gas-oil contact on a seismic section; flat due to gravity.

Full Waveform Inversion

A supercomputer technique recently use in conjunction with seismic sensors to explore for petroleum deposits offshore.^[4]

Hydrocarbon in place

Amount of hydrocarbon likely to be contained in the prospect. This is calculated using the volumetric equation - GRV x N/G x Porosity x Sh / FVF

Gross rock volume (GRV)

Amount of rock in the trap above the hydrocarbon water contact

Net sand

Part of GRV that has the lithological capacity for being a productive zone; i.e. less shale contaminations.^[5]

Net reserve

Part of net sand that has the minimum reservoir qualities; i.e. minimum porosity and permeability values.^[5]

Net/gross ratio (N/G)

Proportion of the GRV formed by the reservoir rock (range is 0 to 1)

Porosity

Percentage of the net reservoir rock occupied by pores (typically 5-35%)

Hydrocarbon saturation (Sh)

Some of the pore space is filled with water - this must be discounted

Formation volume factor (FVF)

Oil shrinks and gas expands when brought to the surface. The FVF converts volumes at reservoir conditions (high pressure and high temperature) to storage and sale conditions

Lead

Potential accumulation is currently poorly defined and requires more data acquisition and/or evaluation in order to be classified as a prospect.^[6]

Play

An area in which hydrocarbon accumulations or prospects of a given type occur. For example, the shale gas plays in North America include the Barnett, Eagle Ford, Fayetteville, Haynesville, Marcellus, and Woodford, among many others.^[7]

Prospect

A lead which has been more fully evaluated.

Recoverable hydrocarbons

Amount of hydrocarbon likely to be recovered during production. This is typically 10-50% in an oil field and 50-80% in a gas field.

Petroleum resources are typically owned by the government of the host country. In the United States, most onshore (land) oil and gas rights (OGM) are owned by private individuals, in which case oil companies must negotiate terms for a lease of these rights with the individual who owns the OGM. Sometimes this is not the same person who owns the land surface. In most nations the government issues licences to explore, develop and produce its oil and gas resources, which are typically administered by the oil ministry. There are several different types of licence. Oil companies often operate in joint ventures to spread the risk; one of the companies in the partnership is designated the operator who actually supervises the work.

Tax and Royalty

Companies would pay a royalty on any oil produced, together with a profits tax (which can have expenditure offset against it). In some cases there are also various bonuses and ground rents (license fees) payable to the government - for example a signature bonus payable at the start of the licence. Licences are awarded in competitive bid rounds on the basis of either the size of the work programme (number of wells, seismic etc.) or size of the signature bonus.

Production Sharing contract (PSA)

A PSA is more complex than a Tax/Royalty system - The companies bid on the percentage of the production that the host government receives (this may be variable with the oil price), There is often also participation by the Government owned National Oil Company (NOC). There are also various bonuses to be paid. Development expenditure is offset against production revenue.

Service contract

This is when an oil company acts as a contractor for the host government, being paid to produce the hydrocarbons.

Resources are hydrocarbons which may or may not be produced in the future. A resource number may be assigned to an undrilled prospect or an unappraised discovery. Appraisal by drilling additional delineation wells or acquiring extra seismic data will confirm the size of the field and lead to project sanction. At this point the relevant government body gives the oil company a production licence which enables the field to be developed. This is also the point at which oil reserves and gas reserves can be formally booked.

• مسرد مصطلحات حقول النفط
• منتديات جيولوجيا الاستكشاف ( أرشيف بتاريخ 13 مارس 2012) على موقع Wayback Machine