Erkundung von verborgenen Kohlenwasserstoffen: Mithilfe der Seismik-Technologie werden Formationen weit unter der Erdoberfläche kartiert

Vor fast 50 Jahren war ExxonMobil Vorreiter bei der Entwicklung einer Technologie namens 3-D-Seismik, die mithilfe von Schallwellen dreidimensionale Bilder von geologischen Formationen erzeugt. Diese Bilder sind zum Industriestandard geworden, um die Untergrundgeologie zu verstehen und Öl- und Gasvorkommen zu orten.

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Erkundung von verborgenen Kohlenwasserstoffen: Mithilfe der Seismik-Technologie werden Formationen weit unter der Erdoberfläche kartiert

Seit diesen frühen Experimenten ist ExxonMobil führend in der Entwicklung und Anwendung von Technologien zur Erfassung, Verarbeitung und Interpretation von 3-D-Seismikdaten.

Sammlung von seismischen Daten

ExxonMobil entwickelt aktiv Technologien und setzt globale Erfahrungen ein, um die Qualität der gesammelten seismischen Daten im Feld mit minimalen Auswirkungen auf die Umgebung zu verbessern. Die jüngsten Fortschritte ermöglichen die Erfassung breiterer Frequenzen von Schallwellen und liefern unseren Geowissenschaftlern und Ingenieuren weitere Informationen über die Untergrundeigenschaften. Darüber hinaus hat ExxonMobil kürzlich seine neuartige Onshore-Anwendungsmethoden mit mehreren simultanen seismischen Quellen auf Offshore-Anwendungen ausgeweitet, was die Zeit-, Kosten- und Umweltfaktoren der Datenerfassung reduziert.

Erweiterte Bildgebung

Unsere proprietären und patentierten Algorithmen, gekoppelt mit Investitionen in Supercomputer, erfüllen die massive Rechenaufgabe, seismische Daten zu analysieren und sie den ExxonMobil Teams zur Verfügung zu stellen, die Explorations-, Entwicklungs- und Produktionsanlagen zeitgerecht verwalten, um die effektivsten Geschäftsentscheidungen zu treffen. Unsere proprietäre 3D-Geschwindigkeitsmodellierungssoftware ermöglicht es Dateninterpretern, detaillierte Modelle zu erstellen, was unsere Fähigkeit zur genauen Visualisierung komplexer Untergrundstrukturen verbessert. Darüber hinaus sind wir aufgrund der jüngsten Fortschritte bei der Vollwellenfeldinversion mit genaueren Untergrundinformationen ausgestattet als bisher bekannt.

Vollwellenfeldinversion (FWI)

Die Vollwellenfeldinversion (Full Wavefield Inversion, FWI) ist ein integraler Bestandteil unserer Explorations- und Entwicklungsanstrengungen und ein wesentlicher Bestandteil unserer Suite von seismischen Fähigkeiten, bekannt als EMprise. In Kombination mit der Supercomputing-Technologie bietet das FWI unseren Geowissenschaftlern einen beispiellosen Einblick in die geologischen Untergrundstrukturen und die physikalischen Eigenschaften von Gesteinen.

Foto – Mit der FWI-Technologie ist es möglich, die sehr feinen physikalischen Eigenschaften von Gesteinen zu erkennen und zu zerlegen und Öl- und Gaslagerstätten genauer zu lokalisieren. Der Unterschied zwischen der Analyse von FWI-Ergebnissen und herkömmlich verarbeiteten seismischen Daten ist vergleichbar mit der Bewertung der physischen Eigenschaften der Mona Lisa. Bisher konnte man nur Konturen und Grundlinien erkennen. Dank dieser technologischen Fortschritte werden die physischen Eigenschaften ihres Gesichts und ihrer Kleidung jedoch in viel lebendigere Farben und Details gefasst, die der Realität noch besser entsprechen.

In der Vergangenheit konnte die Industrie aufgrund der hohen Komplexität der seismischen Wellen und der schieren Datenmengen nur einen Teil der bei 3D-Seismik-Untersuchungen erfassten Daten nutzen. Inzwischen ermöglicht uns die FWI, alle Daten aus einer seismischen Untersuchung besser zu nutzen, um hochauflösende Bilder des Untergrundes zu erzeugen. Insbesondere ermöglicht uns die FWI, geologische Strukturen genauer abzubilden und mit größerer Sicherheit zu bestimmen, ob das Gestein Kohlenwasserstoffe enthalten kann oder nicht. Auf diese Weise können wir dazu beitragen, dass Öl- und Gasressourcen in Explorations-, Entwicklungs- und Produktionsprogrammen leichter identifiziert und gezielt eingesetzt werden können. Die FWI wird für Felder, in denen ExxonMobil derzeit Öl und Gas fördert, zur Zeitraffer- oder 4-D-Seismikuntersuchung eingesetzt, um die noch vorhandenen Kohlenwasserstoffe besser zu kartieren. Diese Fähigkeiten können die Ressourcenentwicklung und -produktion durch optimiertes Bohren effizienter, kostengünstiger und umweltfreundlicher machen.

Der Prozess der Vollwellenfeldinversion beginnt mit einem geologischen Modell der Eigenschaften des Untergrundgesteins. Computergenerierte synthetische seismische Daten, die aus dem Modell abgeleitet wurden, werden dann mit den realen seismischen Felddaten verglichen. Die Unterschiede zwischen den beiden werden zur Aktualisierung des Modells genutzt, um die Realität genauer wiederzugeben. Dieser Vorgang wird wiederholt, bis eine Übereinstimmung zwischen synthetischen und realen Daten vorliegt. Die Simulation muss ein hohes Maß an Realismus aufweisen, um die seismische Erfassungsgeometrie und die Physik der seismischen Wellenausbreitung im Untergrund korrekt darzustellen.

Der FWI-Ansatz ist eine wesentliche Abweichung von der Art und Weise, wie seismische Daten derzeit zur Abbildung des Untergrundes verwendet werden. Die Standard-Seismikanalyse ist zeit- und arbeitsintensiv und besteht aus einer Reihe von Arbeitsschritten, die darauf abzielen, Rauschen und unerwünschte Signale vor der Bildgebung aus den Daten zu entfernen. Nach der Bildgebung werden die Untergrundeigenschaften geschätzt, jedoch existiert keine explizite Feedbackschleife, um diese Schätzungen mit den ursprünglichen Felddaten zu vergleichen. Im Gegensatz dazu ist der FWI-Prozess durch Computersimulation weitgehend automatisiert, um die zeitaufwändigen Schritte des traditionellen Ansatzes zu umgehen.

Die proprietären Algorithmen und Investitionen in Supercomputer von ExxonMobil ermöglichen es uns, den Frequenzbereich der Vollwellenfeldinversion zu erweitern, wodurch wir bemerkenswert genaue Karten von Untergrundstrukturen erstellen können. In den meisten veröffentlichten FWI-Studien wird nur der niedrigste Frequenzanteil (weniger als 10 Hz) der Daten unter Verwendung einer einfachen Simulationsphysik invertiert, was zu niedrigauflösenden Modellen führt. Bei ExxonMobil haben wir die FWI bei 3D-Seismikuntersuchungen mit höheren Frequenzen und mehr Simulationsphysik durchgeführt und dabei hochauflösende und genauere Modelle des Untergrundes erstellt.

Die verbesserte Bildgebung und Lagerstättencharakterisierung durch die FWI führte schnell zu verbesserten Ergebnissen in der Praxis. So wurden beispielsweise hochauflösende seismische Bilder und Modelle basierend auf unserer FWI-Technologie verwendet, um Bohrungen optimal auszurichten und bilden dabei einen integralen Bestandteil unserer laufenden Aktivitäten in Guyana.

Die Vollwellenfeldinversion bleibt ein aktives Forschungsgebiet bei ExxonMobil. Fortschritte bei der Berechnung und den Algorithmen sind nach wie vor erforderlich, da wir komplexere Simulationsphysik verwenden und die Grenzen der Auflösung seismischer Daten verschieben. Aufgrund unserer Investitionen in High-Performance-Computing und in die Vollwellenfeldinversionstechnologie sind wir heute führend in der seismischen Bildgebung.

Vorhersage von Untergrundeigenschaften

ExxonMobil nutzt die seismische Technologie auch in innovativer Weise zum besseren Verständnis der Kohlenwasserstofflagerstätten. Zu den zahlreichen Beispielen gehört unsere Fähigkeit, seismische Daten zu nutzen, um die Verteilung natürlicher Frakturen vorherzusagen, die wichtige Wege für den Öl- und Gasstrom in engen Lagerstätten sind. Durch die Analyse, wie Schallwellen von Gesteinsstrukturen des Untergrunds abprallen, können wir die Intensität und Ausrichtung von Frakturen vorhersagen. Diese Vorhersagen tragen dazu bei, Bereiche mit verbesserter Strömung zu identifizieren und die Platzierung der Bohrungen zu optimieren, was zu weniger Bohrlöchern und effizienteren Bohrungen führt.

4-D seismische Bildgebung

Bei den in Produktion befindlichen Lagerstätten können wir Veränderungen, die in den unterirdischen Lagerstätten auftreten, verfolgen, indem wir 3D-Untersuchungen im Laufe der Zeit wiederholen, um ein Zeitraffer- oder 4-D-Seismikbild zu erstellen. Die Interpretation von 4-D-Seismikdaten trägt dazu bei, eine optimale Öl- und Gasgewinnung aus unseren bestehenden Feldern zu gewährleisten.

Während der Produktion können Änderungen in Lagerstättendruck, Temperatur und Flüssigkeitssättigung zu Veränderungen der physikalischen Eigenschaften des Lagerstättengesteins selbst führen.

Die von ExxonMobil entwickelten und angewandten seismischen Zeitraffer-Technologien, einschließlich der 4-D-Vollwellenfeldinversion, sorgen für hochauflösende Bilder von seismischen Veränderungen, die es ermöglichen, Veränderungen in einer Lagerstätte mit mehr Sicherheit zu interpretieren. Integriert mit herkömmlichen Feldproduktionsdaten und Lagerstättenmodellen tragen 4-D-Seismikmethoden dazu bei, die Produktivität der Produktionsmittel von ExxonMobil durch die verbesserte Entscheidungsfindung aus den Daten zu steigern.

Foto – Bei der 4D-Seismikkartierung, wie dieser von einem westafrikanischen Ölfeld, stellt jede Region in der Karte ein Gebiet dar, in dem sich die Lagerstätte über einen längeren Zeitraum verändert hat. Hier bedeutet Blau Wasserbewegung und Rot einen Anstieg des Gases. Das Wissen, wie sich der Flüssigkeitsgehalt einer Lagerstätte während der Produktion verändert, ist entscheidend für eine effiziente Gewinnung ihrer Ressourcen. In diesem Fall wird Wasser in die Lagerstätten eingespritzt, um den Druck aufrechtzuerhalten, was zu einer besseren Ölrückgewinnung führt und den Bedarf an zusätzlichen Bohrungen reduziert.

ExxonMobil hat die 4-D-Seismik-Technologie in einer Vielzahl von geografischen Gebieten, geologischen Gegebenheiten und Produktionsszenarien eingesetzt – von der Überwachung der Wasser- und Gasabgabe (siehe Bild) in unseren Tiefsee-Produktionsbohrungen in Angola bis hin zu den thermischen Rückgewinnungsverfahren im Schwerölfeld Cold Lake in Alberta, Kanada. Unsere Erfahrung hat gezeigt, dass 4-D-Seismik-Methoden unser Verständnis für die Lagerstätte verbessern können, indem sie ihre verschiedenen Abteile identifizieren und die durchlässigsten Fluidströmungspfade kartieren. Die Daten können zur Lokalisierung von nicht produziertem Öl und Gas verwendet werden, wodurch die Effizienz bestehender Bohrungen erhöht und der Bedarf an zusätzlichen Bohrlöchern und Bohrungen reduziert wird.

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