上图古气候示意图显示了侏罗纪早期的上涌预测。(来源:哈利伯顿)

哈利伯顿地质勘探技术研究员Mike Simmons指出,勘探未死,持续勘探的需求仍然存在。在其最近的在线研讨会上,Simmons讨论了当前勘探环境。在BP的《2017年能源展望》中,研究了2035-2050年技术可采石油储量和需求预测。“从这个颇为积极的数据可以看出,已发现的碳氢资源储量非常丰富,可能将超出未来35年左右的需求。”

但这并不全然属实。首先,在BP的报告中,并没有将天然气考虑进去。更重要的是,BP只分析了技术可采储量,而非经济可采储量。Simmons认为,与其专注提高采收率技术以“榨干老油田中最后一滴石油”,还不如继续寻找新的、更具经济可采性的碳氢储量。

然而,Rystad Energy信息显示,过去17年的储量替代率仅仅超过100%,在一些情况下低至20%。他表示:“这需要我们密切关注,因为这种现象将不可持续。”另外,他补充道,需要一种新型的勘探手段。

勘探新动力

虽然北美的非常规开发项目在一定程度上得到了释放,其努力方向一直是钻探和完井技术的进步(至少目前仍是如此,虽然现在也在改变),Simmons:“大部分产量仍然来自常规储量。”咨询公司Wood Mackenzie的Macro Oils团队发布了一份全球成本曲线的新研究报告显示,目前很多处于预最终投资决策阶段的项目的盈亏平衡价格,即使是深水项目,与美国本土48州的页岩油区相比,也具有了竞争力。

一份新闻稿中指出:“这种竞争力是以产量的下滑为代价的。成本效益与产量的此消彼长意味着中长期供应成本将上涨,突出了本土48州这一重要的边际产区角色。”

Simmons表示,2017年勘探支出约为600亿美元,仅为四五年前的1/3。“已发现储量急剧下降,尤其在过去的五年。其原因不仅仅是钻探井数和投资的减少,还因为勘探在一定程度上更加困难。地质风险在增加:我们经常错误地预估了石油充注、深处优质储层及有效储层的存在。”

虽然“超级盆地”的概念听起来颇为诱人,像二叠盆地那样仍然拥有大量尚未开发储量的地区,其他公司仍将考虑全新的前沿地区,例如阿根廷海域、加拿大东部海域、西非部分地区、东南亚部分地区和北极地区。“(这些地区)非常诱人,因为潜在的奖励非常可观。” Simmons说。

南美地区深度框架突出了数据输入,包括部分线型、地表岩石地质、井和地表地质数据(来源:哈利伯顿)

潜在方案

机器学习是协助行业应对大量数据并提高勘探过程效率的一种解决方案。此外,该行业需要更好的技术来定位油藏、充注、封存和圈闭,并需要捕获这些评估中的不确定性。

Simmons列举了英国学者Jenny Bond的例子。Bond向400多名参与者提供了合成地震图像,并要求他们进行解读。解读结果往往受主观经验影响。“那些具有盐构造经验的人在结构构造中更倾向看到盐。而具有层序地层学专业知识的人可能会看到更多的沉积物成因。那些更富有压缩经验的人则看到了很多断层。”

仅有21%的参与者进行了“正确”解读。

如何克服这种偏见?答案是区域地质学。例如,合成图像确实显示出盐构造的证据。他说:“如果我们知道它是来自西非,我们就可以了解它,还可能将它与大西洋开放时形成的一些盐盆相关联。”

目的是提高区域筛选的效率。这是通过开发总体沉积地图来绘制潜在源、储层和密封元素的分布图。埋藏深度是确定烃源岩成熟度的重要因素。这使得解读人员可以生成充注、油藏和密封地图,然后将这些地图叠加在一个复合常见风险分段图中,并映射出最有潜力的地区。

Simmons还列举了阿根廷海上的例子,由于区块招标即将开始,该地区受到了相当的关注。虽然该地区的大部分地区已经绘制好,但只有少数地区符合所有标准。

 “我们如何得出这样的解读?很明显,我们有储层砂体和烃源岩的数据。可以利用诸如从源到汇和板块构造地球动力学历史之类的地质技术开始模拟潜在相的存在位置,这可能是油藏的来源或密封。"

另一个工具是重建过去的气候历史。古气候研究可以绘制出过去遭受强降雨的地区,这会导致径流量增加,并有可能催生储层。或者可以用来预测上涌和其他驱动源岩沉积的因素。这些地图是通过了解地形、大气一氧化碳和测深而形成的,这反过来又能够预测海洋和大气环流。

另一项正在使用的Landmark技术是创建区域深度框架,以找到决定烃源岩成熟度的沉积中心,以及相当厚的砂岩系统。从源到汇的过程审视河流三角洲沉积过程、排水模式和沉积物管道到海洋盆地。最后,研究沉积构造提供了岩石互层的理解,这在资源开发利用中是重要的。

总体而言,Simmons表示,地质学家可以使用从地层构造到历史气候建模的多种工具。全球范围内一些盆地勘探程度仍然很低,从而降低了前沿勘探的一些不确定性。