Increasing exploration success: a systematic approach to exploration

How do you see exploration challenges changing now and going forward?

Tony Bowman. Operators are constantly working to replace reserves, and to do so, they must tackle riskier and more complex structures than ever before, like the deepwater subsalt plays in Brazil, Angola, Gabon and Ghana, or the over-thrusted plays in Western Canada and the Sub-Andean basins. Additionally, today's reservoirs are increasingly difficult, including deepwater turbidites in Angola, fractured carbonates and deep gas reservoirs in the Middle East, emerging shale gas plays in Eastern Europe, and coal-bed methane resources in Australia. As a result, there is an ever-growing need to facilitate creative ideas for improved exploration success.

What are the key success factors in finding new reserves in these more complex exploration plays?

TB. The four success factors in exploration - trap, reservoir, charge and seal - are linked together and impact one another. To better address the associated risks, a systematic approach is needed to evaluate complex reservoirs that include a number of dependent variables that determine whether there is a commercial hydrocarbon deposit present.

How is this different from historic approaches to exploration evaluations?

TB. Until now, the great majority of industry effort has been spent on defining trap and reservoir quality. The attention on structure has been related to continual improvements in seismic acquisition and processing, together with advances in seismic interpretation tools. However, the industry has begun to shift, with the recognition that most exploration failure is actually due to a lack of understanding of charge and seal. While each of these major risk factors is equally important to consider, as they are interconnected like links in a chain, they are most appropriately analysed as a system.

Until now, software tools to assess charge and seal have been difficult to integrate and use. Techniques such as AVO analysis, inversion and forward modelling have assisted with predicting the presence of fluids and distinguishing between oil, gas and brine. However, these tools used in isolation, can lead to flawed conclusions. To increase the accuracy of results, these technologies must be used in combination with a strong understanding of the geology of the basin, incorporating a systematic approach that allows explorationists to evaluate all risk elements in a holistic manner.

How are the challenges associated with trap and reservoir quality changing?

TB. Structures such as the sub-salt plays in the deepwater basins of offshore Brazil are extremely challenging, both technically and economically. For example, reservoir targets in the Santos Basin are in water depths of approximately 7000 feet, with another 17,000 feet of drilling to reach targets (underneath a massive salt sheet). Imaging structural traps and reservoirs below salt is very difficult, while extreme pressures and temperatures beneath the salt present major issues for operators. Given the associated economic and technical issues, the margin for error is minimal at best. To better examine the structural uncertainties associated with sub-salt plays and complex thrusted structures, next generation systematic solutions are needed to more thoroughly examine structural uncertainties to understand the evolution of these compressive structures over time.

Characterising today's reservoirs have proven just as difficult. Recent exploration programs for deep natural gas targets in the Middle East have discovered reservoirs characterised by complex intersecting fracture sets, recognised in core and image log data. The structural restoration of these reservoirs shows that areas of intense strain control the natural fracture distribution and define exploration targets. For example, one particular well was drilled on the crest of the structure and proved to be a dry hole. Data obtained from that well resulted in subsequent seismic inversion that showed the best quality reservoir is a carbonate reef, situated on the flank of the structure rather than the crest. The next well was a horizontal well planned to intersect this high quality reservoir, resulting in a commercial discovery.

What about charge and seal analyses in today's exploration plays?

TB. Charge analysis is a critical area where more rigorous evaluation is needed as the industry continues to drill deeper and through more complex structures. To drill safely, a better understanding of overpressure is needed, and this is highly driven by charge. Looking back at offshore Brazil, the key indicator of success was the discovery that the sub-salt oil was of high quality, approximately 30-degree API. This discovery proved to be the game-changer. The country's oil found previous to the discoveries in the subsalt structures was heavy oil, in the 16-17-degree API range. The key to providing the confidence needed to go forward with these high risk, high cost, wells beneath the salt was accurate charge modelling.

One of the greatest exploration risk factors deals with seal, which is arguably one of the largest points of failure for exploration wells. Improved technology is needed to evaluate seal integrity over geological time, and to complement charge modelling with structural restoration. In most mature basins, four-way closures have already been drilled. Many fault dependent closures were not drilled in the past because they were perceived as being too risky. Evaluation of fault sealing is required to reduce risk to a level where operators are confident enough to drill potential prospects. To mitigate risk, new capabilities are needed to more effectively evaluate seal continuity. Such capabilities will provide geoscientists with a better understanding of fractured reservoirs and the impact of stress regimes over time in sub-salt, compressional and shale gas plays.

In order to improve exploration success, where do we go from here?

TB. It is important for explorationists to thoroughly evaluate all associated risks - trap, reservoir, charge and seal. More importantly, these risk factors need to be evaluated systematically to understand how each factor influences the other, which is critical to determining the most successful exploration programs. The industry's modern integrated workflow tools, like the Petrel 2010 software suite, allow geoscientists to holistically assess and derisk key petroleum system elements in a unified model-centric environment -incorporating petrophysics, geology, geophysics, geochemistry and geomechanics - at the basin, play or prospect level. The addition of the Ocean application development framework, gives oil and gas companies the ability to rapidly innovate, adding new science to solve specific or localised reservoir challenges. The ultimate vision is to provide a systematic approach, with guided workflows that account for the geological setting and data available, freeing geoscientists to apply new and creative ideas to the toughest of exploration problems and, to successfully locate reserves in the most complex reservoirs.

Biography

Tony Bowman is President of Schlumberger Information Solutions (SIS), a position he assumed in April 2008. Bowman has held a number of leadership roles in Schlumberger including Vice President Products and Solutions, SIS; General Manager, Schlumberger Oilfield Services Australia, New Zealand and Papua New Guinea; SIS Vice President for Europe, Africa and CIS; and SIS Operations Manager for the Nigeria and Australia, New Zealand, and Papua New Guinea regions.

Систематический подход как средство повышения эффективности поисково-разведочных работ

В чем, по Вашему мнению, на сегодняшний день заключаются риски геологоразведки, и как они изменятся в будущем?

Тони Бауман: Нефтегазовые компании непрерывно работают над восполнением ресурсной базы, с этой целью ведется разработка все более комплексных месторождений с высокими рисками, таких как, например, глубоководные подсоляные залежи в Бразилии, Анголе, Габоне и Гане или тектонические месторождения в Западной Канаде и пред-Андийские бассейны. Месторождения, разведываемые сегодня, отличаются большой сложностью: глубоководные турбидиты в Анголе, трещиноватые карбонатные коллекторы Ближнего Востока, месторождения сланцевого газа в Восточной Европе и шахты угольного метана в Австралии. В результате, мы имеем постоянно нарастающую потребность реализации идей по улучшению эффективности геологоразведки.

Что является основными критериями эффективности в разведывании новых залежей более комплексных и сложных месторождений?

ТБ: Существует четыре взаимозависимых фактора, определяющих успех геологоразведки - образование стратиграфической ловушки, коллектора, зрелой нефтематеринской породы и покрышки. Минимизация всех сопутствующих рисков требует применения систематизированного подхода к оценке комплексных месторождений, что включает в себя ряд зависимых переменных, определяющих коммерческую ценность того ли иного месторождения углеводородов.

Насколько новый подход к оценке геологоразведки отличается от традиционного?

ТБ: До сегодняшнего дня в нефтегазовой индустрии много усилий было потрачено на исследование ловушек и коллектора. Подобное пристальное внимание к структуре привело к совершенствованию качества сбора и обработки сейсмических данных и достижений в области улучшения инструментов сейсмической интерпретации. Однако сегодня нефтегазодобывающие компании пришли к осознанию того, что большинство неудач в геологоразведке происходит по причине недостатка знаний в области анализа нефтематеринской породы и покрышек. Очень важно тщательно исследовать каждый элемент - ловушку, коллектор, материнскую породу и покрышки, т.к. они - звенья одной цепи, однако, эффективный сценарий геологоразведки не представляется возможным без оценки взаимодействия и влияния всех элементов в совокупности.

Инструменты для изучения нефтематеринской породы и покрышек было сложно интегрировать и применять. Существуют множество полезных техник, таких как анализ AVO, инверсия, высокотехнологичный способ моделирования, позволяющие предсказать наличие пластового флюида и определить его тип - нефть, газ, вода или фильтрат бурового раствора. Однако данные технологии, используемые изолированно, могут привести к ошибочным выводам, именно поэтому важно использовать их в совокупности с пониманием геологии бассейна, т.е. требуется применение систематического подхода, позволяющего геологоразведчикам оценить все элементы риска в совокупности.

Каким образом изменяются риски, связанные с качеством ловушки и резервуара?

ТБ: Некоторые структуры, такие как подсолевые залежи в глубоководных бассейнах у берегов Бразилии, являются очень сложными с точки зрения геологоразведки, как с технической, так и с экономической стороны. Например, целевые коллекторы под массивным соляным пластом в бассейне Сантос находятся на глубине около 7000 футов (2134 м), не считая 17000 футов (5182 м), которые надо пробурить, чтобы до них добраться. Идентификация структурных ловушек и резервуаров под солевым слоем - достаточно непростая задача. Экстремальные давления и температуры под соляным пластом создают огромные сложности для работы нефтегазовых компаний-операторов. Принимая во внимание все сопутствующие экономические и технические риски, грань для совершения ошибки становится очень тонкой. Результативное исследование эволюции подобных комплексных месторождений и успешный анализ структурных неопределенностей подсолевых залежей и тектонических структур требует самых современных систематических решений.

Определение свойств комплексных резервуаров - это тоже очень непростая задача. В результате поиска и разведки природного газа, добываемого с больших глубин, на Ближнем Востоке были обнаружены коллекторы, характеризующиеся большим количеством сложных систем разломов, интерпретированными по данным керна и сканирования стенок скважин. Построение структурной модели подобных коллекторов выявило области повышенного геостатического напряжения, которые контролируют распределение развитие зон трещиноватости. Например, на хребте геологической структуры была пробурена непродуктивная скважина. На основе данных с этой скважины была проведена сейсмическая инверсия, которая показала, что коллектор наивысшего качества - карбонатный риф - располагается не на хребте геологической структуры, а на ее склоне. Следом была пробурена горизонтальная скважина к целевому коллектору, которая дала высокие показатели добычи.

Какую роль играют нефтематеринская порода и покрышки в разведке месторождений сегодня?

ТБ: Анализ нефтематеринской породы очень важен, и чем больше глубина бурения и сложнее месторождения, тем точнее и тщательнее этот анализ должен быть выполнен. Безопасное бурение невозможно без понимания особенности работы в условиях высоких давлений. На это очень сильно влияет нефтематеринская порода. Возвращаясь к морским скважинам в Бразилии, определяющим фактором успеха там было осознание того, что подсолевая нефть была очень хорошего качества, около 30 градусов API. Это полностью изменило ход игры в Бразилии, т.к. остальная нефть, разведанная в этой стране, была тяжелой, в диапазоне от 16 до 17 градусов API. Моделирование нефтематеринской породы сыграло ключевую роль при принятии решения о продолжении разведки подсоляных залежей, несмотря на очень большие риски и высокую стоимость скважин.

Один из основных факторов риска связан с образованием покрышек. Потенциально, именно в них кроется самая большая доля риска при геологоразведке. Необходимы усовершенствованные технологии для оценки целостности покрышки с течением геологического времени в дополнение к моделированию нефтематеринской породы и построению структурной модели. Большинство изученных и разработанных бассейнов уже разведаны поисковым бурением. В зонах развития разломов поисковые скважины не бурились по причине высоких рисков. Для бурения подобных объектов и прилегающей к месторождению зоны требуется оценка степени закрытости разломов для снижения риска дальнейших геологоразведочных работ. Уменьшение риска возможно при применении современных возможностей для эффективной оценки целостности покрышек. Такая оценка позволит получить лучшее понимание трещиноватых коллекторов и влияние на них геологических процессов в подсоляных месторождениях, а также месторождениях сланцевого газа.

Так как, все-таки, повысить эффективность геологоразведки?

ТБ: Геологоразведчикам необходимо провести точную комплексную оценку всех сопутствующих рисков, связанных с существованием ловушки, коллектора, зрелой нфтматеринской породы и покрышек в совокупности, и выявить, какое влияние они оказывают друг на друга, что определит выбор наиболее успешного сценария геологоразведки. Одна из самых современных интегрированных технологий, программный комплекс Petrel 2010, предоставляет возможность минимизации рисков и проведения всесторонней комплексной оценки всей нефтегазоносной системы, начиная от бассейна и заканчивая сценарием разработки и подсчетом запасов в единой среде Petrel, сочетающей элементы петрофизики, геологии, геофизики, геохимии и геомеханики на уровне бассейна, месторождения и подсчета запасов.

Инновационная среда программирования Ocean* предоставляет возможность нефтегазовым компаниям оперативной реализации своих идей, путем самостоятельного написания новых алгоритмов, нацеленных на решение специфических локальных задач определенного месторождения.

Мы стремимся к предоставлению систематического подхода к геологоразведке с учетом всех сопутствующих геологических условий и всех доступных видов данных, позволяющего геологам реализовывать свои идеи при решении сложных задач разведки и проведении оценки запасов в самых комплексных месторождениях.

* Марка компании "Шлюмберже"

Biography

Тони Боуман был назначен президентом подразделения "Шлюмберже - Информационные решения" (Schlumberger Information Solutions - SIS) в апреле 2008 г. До этого времени он сменил множество руководящих постов в компании "Шлюмберже": вице-президент подразделения "Шлюмберже - Информационные решения", генеральный директор подразделения "Шлюмберже Нефтесервисные Работы" (OFS) в Австралии, Новой Зеландии и Новой Гвинее, вице-президент подразделения "Шлюмберже - Информационные Решения" в Европе, Африке и СНГ, исполнительный директор подразделения "Шлюмберже - Информационные решения" в Нигерии, Австралии, Новой Зеландии и Новой Гвинее. В 1991 г. Тони Боуман был принят на работу в компанию "Шлюмберже" на должность геофизика и с тех пор занимал различные должности - от инженера до руководителя отдела продаж в Австралии и Индонезии.