Kohlenwasserstoffexploration

Die Exploration von Kohlenwasserstoffen (oder Erdöl- und Erdgasexploration ) ist die Suche von Erdölgeologen und Geophysikern nach Kohlenwasserstoffvorkommen , insbesondere Erdöl und Erdgas , in der Erdkruste unter Anwendung der Erdölgeologie .

Sichtbare Oberflächenmerkmale wie Öl- und Erdgasaustritte sowie Pockmarks (Unterwasserkrater, die durch austretendes Gas entstehen) liefern grundlegende Hinweise auf die Entstehung von Kohlenwasserstoffen (sowohl in der Erdoberfläche als auch in der Tiefe). Die Exploration ist jedoch größtenteils auf hochentwickelte Technologien angewiesen, um diese Vorkommen mithilfe geophysikalischer Verfahren zu erkennen und ihre Ausdehnung zu bestimmen . Gebiete, in denen Kohlenwasserstoffe vermutet werden, werden zunächst mittels Gravimetrie , Magnetik , passiver Seismik oder regionaler seismischer Reflexionsmessungen untersucht , um großräumige Strukturen des Untergrunds zu erfassen. Interessante Bereiche (sogenannte Leads ) werden anschließend detaillierteren seismischen Messungen unterzogen. Diese basieren auf dem Prinzip der Laufzeit reflektierter Schallwellen durch Gestein unterschiedlicher Dichte und nutzen die Tiefenkonvertierung , um ein Profil des Untergrunds zu erstellen. Sobald ein vielversprechendes Gebiet identifiziert und bewertet wurde und die Auswahlkriterien des Ölkonzerns erfüllt, wird eine Explorationsbohrung niedergebracht, um das Vorhandensein oder Fehlen von Öl oder Gas endgültig festzustellen. Bei Offshore-Operationen kann das Risiko durch den Einsatz elektromagnetischer Messmethoden (EM) reduziert werden ^{[ 1 ].}

Die Erdölexploration ist ein kostspieliges und risikoreiches Unterfangen. Explorationen vor der Küste und in abgelegenen Gebieten werden in der Regel nur von sehr großen Konzernen oder Regierungen durchgeführt. Typische Ölbohrungen in flachen Schelfgebieten (z. B. in der Nordsee ) kosten zwischen 10 und 30 Millionen US-Dollar, während Tiefseebohrungen bis zu 100 Millionen US-Dollar und mehr kosten können. Hunderte kleinerer Unternehmen suchen weltweit nach Kohlenwasserstoffvorkommen an Land, wobei einige Bohrungen nur 100.000 US-Dollar kosten.

Ein Erdölprospekt ist eine potenzielle Falle , die nach Ansicht von Geologen Kohlenwasserstoffe enthalten könnte. Um den potenziellen Bohrstandort für Kohlenwasserstoffe von einem vielversprechenden Fundort zu einem konkreten Prospekt zu entwickeln, sind umfangreiche geologische, strukturelle und seismische Untersuchungen und Analysen erforderlich. Vier geologische Faktoren müssen erfüllt sein, damit ein Prospekt förderfähig ist; fehlt einer davon, findet sich weder Öl noch Gas.

Quellgestein

Wenn ein organisch reiches Gestein wie Ölschiefer oder Kohle über einen längeren Zeitraum hohem Druck und hoher Temperatur ausgesetzt wird , entstehen Kohlenwasserstoffe.

Migration

Migration bezeichnet die Bewegung von Erdöl vom Muttergestein zum Reservoir. Die Kohlenwasserstoffe werden durch drei dichteabhängige Mechanismen aus dem Muttergestein verdrängt: Die neu entstandenen Kohlenwasserstoffe sind weniger dicht als ihre Vorläufer, was zu Überdruck führt; die Kohlenwasserstoffe sind leichter und steigen daher aufgrund ihres Auftriebs auf; und die Fluide dehnen sich aus, da die weitere Versenkung zu erhöhter Erwärmung führt. Die meisten Kohlenwasserstoffe gelangen als Ölaustritte an die Oberfläche , ein Teil wird jedoch im Reservoir eingeschlossen.

Reservoir

Die Kohlenwasserstoffe befinden sich in einem Speichergestein. Dieses besteht üblicherweise aus porösem Sandstein oder Kalkstein . Das Öl sammelt sich in den Poren des Gesteins, obwohl auch offene Klüfte in nicht porösen Gesteinen (z. B. geklüftetem Granit ) Kohlenwasserstoffe speichern können. Das Speichergestein muss zudem durchlässig sein, damit die Kohlenwasserstoffe während der Förderung an die Oberfläche gelangen können.

Fangen

Die Kohlenwasserstoffe sind aufgrund ihres Auftriebs leicht und müssen in einer strukturellen (z. B. Antiklinale , Verwerfungsblock ) oder stratigraphischen Falle eingeschlossen werden . Diese Kohlenwasserstofffalle muss von einem undurchlässigen Gestein, der sogenannten Deckschicht, bedeckt sein , um zu verhindern, dass die Kohlenwasserstoffe an die Oberfläche gelangen.

Die Exploration von Kohlenwasserstoffen ist eine risikoreiche Investition, und die Risikobewertung ist für ein erfolgreiches Projektportfoliomanagement unerlässlich . Explorationsrisiko ist ein komplexes Konzept und wird üblicherweise durch die Zuweisung von Vertrauen in das Vorhandensein der oben genannten, entscheidenden geologischen Faktoren definiert. Dieses Vertrauen basiert auf Daten und/oder Modellen und wird in der Regel auf Common Risk Segment Maps (CRS-Karten) dargestellt. Hohes Vertrauen in das Vorhandensein entscheidender geologischer Faktoren wird üblicherweise grün, geringes Vertrauen rot eingefärbt. ^{[ 2 ]} Daher werden diese Karten auch als Ampelkarten bezeichnet, während das gesamte Verfahren häufig als Play Fairway Analysis (PFA) bezeichnet wird. ^{[ 3 ]} Ziel solcher Verfahren ist es, Geologen zu einer objektiven Bewertung aller verschiedenen geologischen Faktoren zu verpflichten. Darüber hinaus entstehen so einfache Karten, die auch von Nicht-Geologen und Managern verstanden werden können und als Grundlage für Explorationsentscheidungen dienen.

Lichtblick

In einem seismischen Profil weisen Coda-Wellen hohe Amplituden auf, die auf eine Formation mit Kohlenwasserstoffen zurückzuführen sind.

Erfolgsaussichten

Eine Schätzung der Wahrscheinlichkeit, dass alle Elemente (siehe oben) innerhalb eines Projekts funktionieren, wird als Wahrscheinlichkeit bezeichnet.

Trockenes Loch

Eine Bohrung, die keine wirtschaftlich nutzbaren Kohlenwasserstoffe enthält. Siehe auch Trockenbohrlochklausel.

Flache Stelle

Möglicherweise ein Öl-Wasser-, Gas-Wasser- oder Gas-Öl-Kontakt in einem seismischen Profil; flach aufgrund der Schwerkraft.

Vollständige Wellenforminversion

Eine Supercomputertechnik, die kürzlich in Verbindung mit seismischen Sensoren zur Erkundung von Erdölvorkommen vor der Küste eingesetzt wurde. ^{[ 4 ]}

Kohlenwasserstoff vorhanden

Die voraussichtliche Menge an Kohlenwasserstoffen im Prospekt. Diese wird anhand der volumetrischen Gleichung GRV x N/G x Porosität x Sh / FVF berechnet.

Brutto-Gesteinsvolumen (GRV)

Gesteinsmenge in der Falle oberhalb des Kohlenwasserstoff-Wasser-Kontakts

Netzsand

Teil des GRV, der lithologische Voraussetzungen für eine produktive Zone aufweist; d. h. weniger Schieferverunreinigungen. ^{[ 5 ]}

Nettoreserve

Teil des Nettosandes, der die minimalen Speichereigenschaften aufweist, d. h. minimale Porositäts- und Permeabilitätswerte. ^{[ 5 ]}

Netto-/Bruttoverhältnis (N/B)

Anteil des GRV, der vom Speichergestein gebildet wird (Bereich ist 0 bis 1)

Porosität

Prozentsatz des gesamten Speichergesteins, der von Poren eingenommen wird (typischerweise 5-35 %)

Kohlenwasserstoffsättigung (Sh)

Ein Teil des Porenraums ist mit Wasser gefüllt – dies muss abgezogen werden.

Formationsvolumenfaktor (FVF)

Öl schrumpft und Gas dehnt sich aus, wenn es an die Oberfläche gefördert wird. Der FVF rechnet Volumina unter Lagerstättenbedingungen (hoher Druck und hohe Temperatur) in Lager- und Verkaufsbedingungen um.

Führen

Das potenzielle Lagerstättenpotenzial ist derzeit ungenau definiert und erfordert weitere Datenerhebung und/oder -auswertung, um als aussichtsreiches Gebiet eingestuft zu werden. ^{[ 6 ]}

Spielen

Ein Gebiet, in dem Kohlenwasserstoffvorkommen oder -vorkommen eines bestimmten Typs vorkommen. Zu den Schiefergasvorkommen in Nordamerika gehören beispielsweise Barnett , Eagle Ford , Fayetteville , Haynesville , Marcellus und Woodford , um nur einige zu nennen. ^{[ 7 ]}

Aussicht

Ein Lead, der eingehender geprüft wurde.

Gewinnbare Kohlenwasserstoffe

Die Menge an Kohlenwasserstoffen, die voraussichtlich bei der Förderung gewonnen werden kann. Diese beträgt typischerweise 10–50 % in einem Ölfeld und 50–80 % in einem Gasfeld.

Erdölvorkommen befinden sich in der Regel im Besitz der Regierung des Gastlandes. In den Vereinigten Staaten liegen die meisten Onshore-Öl- und Gasrechte (OGM) im Besitz von Privatpersonen. In diesem Fall müssen Ölkonzerne die Bedingungen für einen Pachtvertrag mit dem jeweiligen Rechteinhaber aushandeln. Manchmal ist dies nicht dieselbe Person, der auch das Land gehört. In den meisten Ländern erteilt die Regierung Lizenzen zur Exploration, Erschließung und Förderung ihrer Erdöl- und Gasvorkommen, die üblicherweise vom Ölministerium verwaltet werden. Es gibt verschiedene Arten von Lizenzen. Ölkonzerne arbeiten oft in Joint Ventures, um das Risiko zu streuen; eines der Partnerunternehmen wird als Betreiber bestimmt und überwacht die Arbeiten.

Steuern und Lizenzgebühren

Unternehmen zahlen Lizenzgebühren auf das geförderte Öl sowie eine Gewinnsteuer (die mit Ausgaben verrechnet werden kann). In manchen Fällen fallen außerdem verschiedene Boni und Pachtgebühren (Lizenzgebühren) an die Regierung an – beispielsweise ein Unterzeichnungsbonus zu Beginn der Lizenzvergabe. Die Lizenzen werden in wettbewerbsorientierten Ausschreibungsrunden entweder nach dem Umfang des Arbeitsprogramms (Anzahl der Bohrungen, seismische Untersuchungen usw.) oder nach der Höhe des Unterzeichnungsbonus vergeben.

Produktionsbeteiligungsvertrag (PSA)

Ein Produktionsbeteiligungsvertrag (PSA) ist komplexer als ein Steuer-/Lizenzgebührensystem. Die Unternehmen bieten auf den prozentualen Anteil der Produktion, den die Regierung des Gastlandes erhält (dieser Anteil kann je nach Ölpreis schwanken). Häufig ist auch die staatliche Ölgesellschaft (National Oil Company, NOC) beteiligt. Zusätzlich werden verschiedene Bonuszahlungen geleistet. Entwicklungskosten werden mit den Produktionseinnahmen verrechnet.

Servicevertrag

Hierbei handelt es sich um einen Fall, in dem ein Ölkonzern als Auftragnehmer für die Regierung des Gastlandes fungiert und für die Förderung der Kohlenwasserstoffe bezahlt wird.

Ressourcen sind Kohlenwasserstoffe, deren zukünftige Förderung ungewiss ist. Einem noch nicht erschlossenen oder bewerteten Vorkommen kann eine Ressourcennummer zugewiesen werden. Die Bewertung durch zusätzliche Erkundungsbohrungen oder die Erfassung weiterer seismischer Daten bestätigt die Größe des Feldes und führt zur Projektgenehmigung. Daraufhin erteilt die zuständige Behörde dem Ölkonzern eine Produktionslizenz, die die Erschließung des Feldes ermöglicht. Ab diesem Zeitpunkt können auch die Öl- und Gasreserven formell verbucht werden.

Öl- und Gasreserven sind Mengen, die zukünftig wirtschaftlich gefördert werden können. Sie werden in drei Kategorien unterteilt: nachgewiesene, wahrscheinliche und mögliche Reserven. Für die Aufnahme in eine Reservenkategorie müssen alle wirtschaftlichen Aspekte, einschließlich der behördlichen Genehmigung, erfüllt sein. Lediglich technische Faktoren unterscheiden die Kategorien „nachgewiesen“ von „nicht nachgewiesen“. Alle Reservenschätzungen sind mit einer gewissen Unsicherheit behaftet.

• Nachgewiesene Reserven stellen die wertvollste Kategorie dar. Bei ihnen besteht eine „hinreichende Sicherheit“, dass sie förderbar sind, was bedeutet, dass mit hoher Wahrscheinlichkeit davon ausgegangen werden kann, dass die Fördermengen tatsächlich gewonnen werden. Einige Branchenexperten bezeichnen dies als P90, d. h. mit einer 90%igen Wahrscheinlichkeit der Förderung. Die SEC liefert eine detailliertere Definition:

Als nachgewiesene Öl- und Gasreserven gelten jene Mengen an Öl und Gas, deren wirtschaftliche Förderbarkeit – ab einem bestimmten Stichtag, aus bekannten Lagerstätten und unter den bestehenden wirtschaftlichen Bedingungen, Betriebsmethoden und staatlichen Vorschriften – mit hinreichender Sicherheit geschätzt werden kann, und zwar vor Ablauf der Verträge, die das Betriebsrecht einräumen, es sei denn, es liegen hinreichende Anhaltspunkte für eine Verlängerung vor, unabhängig davon, ob deterministische oder probabilistische Methoden zur Schätzung verwendet werden. Das Projekt zur Gewinnung der Kohlenwasserstoffe muss bereits begonnen haben oder der Betreiber muss mit hinreichender Sicherheit davon ausgehen, dass er das Projekt innerhalb eines angemessenen Zeitraums beginnen wird. ^{[ 8 ]}

• Als wahrscheinliche Reserven gelten Mengen, deren Gewinnung weniger wahrscheinlich ist als die nachgewiesener Reserven, die aber mit höherer Wahrscheinlichkeit gewonnen werden können als mögliche Reserven. Einige Branchenexperten bezeichnen dies als P50, d. h. mit einer 50%igen Wahrscheinlichkeit der Förderung.
• Mögliche Reserven sind Reserven, deren Gewinnung aufgrund geologischer und ingenieurtechnischer Daten unwahrscheinlicher ist als bei wahrscheinlichen Reserven. Branchenexperten bezeichnen dies als P10, d. h. mit einer 10%igen Wahrscheinlichkeit der Förderung.

Der Begriff 1P wird häufig für nachgewiesene Reserven verwendet; 2P ist die Summe der nachgewiesenen und wahrscheinlichen Reserven; und 3P die Summe der nachgewiesenen, wahrscheinlichen und möglichen Reserven. Die beste Schätzung der Fördermenge aus bereits zugesagten Projekten wird im Allgemeinen als die 2P-Summe der nachgewiesenen und wahrscheinlichen Reserven angesehen. Es ist zu beachten, dass sich diese Mengen nur auf aktuell gerechtfertigte Projekte oder Projekte beziehen, die sich bereits in der Entwicklung befinden. ^{[ 9 ]}

Öl- und Gasreserven sind das wichtigste Vermögen eines Ölkonzerns. Die Buchung ist der Prozess, durch den sie in die Bilanz aufgenommen werden.

In den Vereinigten Staaten erfolgt die Erfassung von Erdölreserven nach den von der Society of Petroleum Engineers (SPE) entwickelten Regeln. Die Reserven aller an der New Yorker Börse notierten Unternehmen müssen der US-amerikanischen Börsenaufsichtsbehörde (Securities and Exchange Commission) gemeldet werden . Die gemeldeten Reserven können von externen Geologen geprüft werden, dies ist jedoch keine gesetzliche Pflicht.

In Russland melden die Unternehmen ihre Reserven der Staatlichen Kommission für Mineralreserven (GKZ).

• Glossar der Ölfelder
• Exploration Geology Forums , archiviert am 13.03.2012 im Internetarchiv ( Wayback Machine).