Terjemahan Jurnal 3.docx

Ringkasan Sebuah analisis kritis terhadap karakteristik geologis utama, teknik penyelesaian, dan perilaku produksi sumur-sumur Monterey Shale dan perbandingannya dengan permainan serpih utama AS yang analog — yaitu Bakken dan Eagle Ford — dapat memberikan wawasan yang pada akhirnya dapat membantu industri perminyakan terbuka. potensi penuhnya. Penelitian ini melaporkan upaya-upaya tersebut. Monterey Shale sangat muda dan heterogen secara geologis dibandingkan dengan Eagle Ford dan Bakken. Viskositas minyak di Monterey Shale secara signifikan lebih tinggi, dan orang juga dapat memperhatikan bahwa produksi minyak Monterey telah menurun selama bertahun-tahun. Monterey Shale memiliki strategi penyelesaian bidang-dependen (tahap pola dan fraktur), sementara penyelesaian lubang sumur horizontal dan tidak umum adalah umum di Bakken dan Eagle Ford. Di Monterey, zona-zona sumur rekahan horizontal dan rekahan hidraulik tampak memberi kontribusi yang kira-kira sama dengan produksi kumulatif sumur. Operasi pembuangan air yang sedang berlangsung di zona injeksi di atasnya, sampai batas tertentu, telah memengaruhi produktivitas kedua jenis (sejarah produksi panjang dan pendek) dari sumur. Geologi juga tampaknya memiliki efek pada perilaku produksi sumur-sumur horizontal dan rekahan hidrolik. Analisis ekonomi awal menunjukkan bahwa eksploitasi Monterey Shale masih merupakan usaha menguntungkan. Namun, untuk pembangunan berkelanjutan dalam rezim harga saat ini sebesar USD 50 / bbl minyak mentah, perlu agar biaya produksi dikurangi lebih lanjut. Juga, dibandingkan dengan Bakken dan Eagle Ford, Monterey berada di daerah dengan tekanan air yang sangat tinggi (mis., Sering terjadi kekeringan atau kondisi seperti kekeringan). Namun, air yang diproduksi lapangan minyak yang terkait dengan operasi produksi minyak dan gas berbasis steam floding saat ini di daerah sebagai cairan dasar menunjukkan bahwa ia berpotensi memenuhi sebagian besar permintaan air untuk pekerjaan rekahan masa depan. Juga, penggunaan gabungan dari sistem pengelolaan air terpusat; sistem desalinasi bertenaga surya yang lebih murah, lebih hemat energi, dan

berkapasitas tinggi; dan pengelolaan lumpur akhir dan / atau mekanisme pembuangan sisa air asin mungkin membantu industri perminyakan dalam mengelola aliran balik dan menghasilkan air sambil menjaga biaya penanganan air tetap rendah. Kombinasi metode recovery minyak yang ditingkatkan baru (EOR) untuk melepaskan minyak yang tersisa dari zona sumur horizontal dan fraktur yang tidak terfragmentasi dan penggunaan minyak yang diproduksi dan didaur ulang lapangan minyak untuk menyelesaikan sumur horizontal yang patah secara hidrolik mungkin terbukti merupakan perubahan yang signifikan. untuk eksploitasi sumber daya Monterey Shale California di masa depan, yang tunduk pada peraturan rekahan hidrolik terberat di negara ini dan berada di wilayah dengan tekanan air yang sangat tinggi.

pengantar AS dan Kanada adalah satu-satunya produsen utama minyak ketat (permeabilitas rendah) di dunia (USEIA2014). Dalam beberapa tahun terakhir, penggunaan proses penyelesaian lanjut berbasis fraktur untuk memproduksi minyak dari formasi ketat telah mendorong pasokan minyak mentah AS menjadi lebih dari 10% dari total produksi dunia (US EIA 2014a), 4,3% di antaranya (yaitu, total produksi dunia) dikontribusikan oleh reservoir minyak yang ketat. Namun, sebagian besar produksi minyak ketat AS berasal dari formasi ketat kaya cairan di Texas (Eagle Ford) dan North Dakota (Bakken), serta California Formasi California, yang juga merupakan formasi ketat kaya cairan yang tidak hanya berfungsi sebagai sumber batuan yang tepat untuk banyak ladang minyak besar negara, tetapi juga bisa memiliki dua hal yang dapat dipulihkan dengan baik seperti halnya minyak serpih yang dipulihkan seperti Bakken dan Eagle Fordcombined (Brown2012). Formasi Monterey di selatan-tengah California dianggap memiliki sebanyak 15,4 miliar bbl minyak yang dapat dipulihkan secara teknis, yang merupakan sekitar 64% dari seluruh perkiraan sumber daya minyak ketat di 48 bagian bawah Amerika Serikat pada 2011 (Hughes 2013). Perkiraan tersebut terutama berasal

dari studi 2011 yang dilakukan oleh INTEK untuk Administrasi Informasi Energi AS (US EIA 2011), dan sering dianggap berlebihan (Hughes 2013) dengan bukti bahwa sebagian besar produksi berasal dari reservoir konvensional lokal yang diisi dengan minyak yang telah bermigrasi dari batuan asal. US EIA (2014b) mengurangi estimasi sumber daya Shale Monterey menjadi hanya 0,6 miliar bbl. Namun, menurut Long et al. (2015), ada sedikit bukti yang mendukung estimasi tersebut. Namun demikian, bersama dengan Stevens Sand, anggota reservoir konvensional Formasi Monterey, berbagai anggota serpih Formasi Monterey — Antelope, McClure, Reef Ridge, dan Onshore Santa Barbara — diketahui memproduksi minyak. Perkiraan tingkat produksi terbaru dari Monterey Shale adalah sekitar 50.000 B / D (Sieminski 2014; CCST 2014), sebagian besar karena stimulasi sumur horizontal dan vertikal oleh rekahan hidrolik. Namun, penurunan baru-baru ini di industri perminyakan juga telah mempengaruhi produksi dari serpihan seperti Bakken, Eagle Ford, dan Monterey. Menurut perkiraan terbaru (Juni 2016) yang dilaporkan oleh Hughes (2016), produksi dari dua drama terbesar, Bakken dan Eagle Ford, yang menyumbang 49% total produksi minyak ketat (per Juni 2016), turun 31 % dan 18%, masing-masing, dari puncaknya. Dalam kasus permainan lain yang mencakup Woodford dan Monterey, yang memiliki produksi minyak ketat yang relatif kecil dibandingkan dengan permainan besar, produksi turun 15% dibandingkan dengan produksi puncak yang dilaporkan pada Maret 2014. Meskipun Monterey Shale saat ini hanya menyumbang sebagian kecil (sekitar 7%) dari produksi minyak tahunan California, ia mungkin terus memproduksi minyak serpih yang signifikan di masa depan ketika teknologi ekstraksi minyak baru - seperti rekahan hidrolik - terus berkembang bahkan lebih lanjut. Dalam kasus California, hampir semua sumur rekahan hidraulik (96%) sejak 2011 berada di daerah dengan tekanan air tinggi atau sangat tinggi (Freyman 2014). Telah dicatat di sini bahwa istilah "tekanan air" mengacu pada seringnya terjadi kekeringan atau kondisi seperti kekeringan di California. Jumlah total air yang digunakan dalam 568 operasi rekah adalah sekitar 202 acre-ft seperti yang

dilaporkan pada 2012 (WSPA 2017), yang sedikit meningkat menjadi 214 acre-ft pada 2014 (Carroll 2015). Menurut sebuah laporan mengenai stimulasi sumur di California yang dilakukan untuk Biro Pengelolaan Lahan oleh Dewan California pada Sains dan Teknologi (CCST 2014), perkiraan tertinggi dari permintaan air tahunan saat ini untuk pekerjaan stimulasi sumur (terutama rekahan) di California adalah 1.200 acre-ft, yang didasarkan pada perkiraan penggunaan air dari pemberitahuan dengan Departemen Konservasi California, Divisi Minyak, Gas, dan Sumberdaya Panas Bumi (DOGGR). Perkiraan yang lebih rendah adalah 450 acre-feet tergantung pada volume air yang dilaporkan secara sukarela ke FracFocus, pencatatan kimia rekahan hidrolik nasional (US EPA 2015). Dari air yang saat ini digunakan dalam pekerjaan rekah, 95% adalah air tawar (CCST 2014). Perlu disebutkan di sini bahwa 97% dari pekerjaan rekah yang dilaporkan di California terjadi di Kern County, yang merupakan bagian dari San Joaquin Basin (SJB). Namun, setiap eksploitasi sumber daya minyak Monterey Shale California dalam waktu dekat diperkirakan sangat tergantung pada ketersediaan air untuk pekerjaan rekah. Pekerjaan rekahan tipikal di California rata-rata membutuhkan 0,4 acre-ft of water (Freyman 2014), yang akan diterjemahkan menjadi kebutuhan akan ribuan acre-feet air segar setiap tahun untuk pengembangan sumber daya Monterey Shale dalam waktu dekat di masa depan. skala besar. Di sisi lain, operasi produksi minyak berbasis-uap di Kern County, di mana sebagian besar aktivitas perpatahan saat ini sedang berlangsung, juga berkontribusi volume air yang signifikan ke sebagian besar produksi minyak California: 67% atau 249.500 acre-ft pada 2014, berasal dari database produksi online DOGGR (DOGGR 2016). Meskipun komposisi kimiawi dari air yang diproduksi lapangan minyak bervariasi dari lapangan ke lapangan (CCST 2014), ini berpotensi dapat digunakan (Saini dan Mezei 2016) sebagai ganti air tawar untuk mempertahankan eksploitasi berbasis hidraulik berbasis masa depan dari Shale Monterey, yang berada di daerah yang tertekan air di California. Menurut Hughes (2013), potensi produksi minyak yang ketat di Monterey Shale analog dengan permainan minyak ketat lainnya, seperti Bakken dan Eagle

Ford, tetapi Monterey belum dieksploitasi seperti mereka. Ini menjamin perbandingan karakteristik geologis utama dan parameter reservoir Bakken, Eagle Ford, dan Monterey. Juga, teknik penyelesaian yang diterapkan dalam permainan ini sangat bervariasi dalam desain. Perbandingan ketiga aspek utama ini dapat membantu kami dalam hal membuat penilaian yang lebih baik tentang potensi eksploitasi permainan Monterey Shale di masa depan. Perlu dicatat di sini bahwa perbandingan ini terbatas pada bagian SJB dari Formasi Monterey, di mana ia berfungsi

sebagai

batuan

induk

bagi

mayoritas

reservoir

hidrokarbon

konvensional yang ditemukan di wilayah tersebut.

Fitur Geologi Utama dan Parameter Reservoir dari Formasi Bakken, Eagle Ford, dan Monterey Meskipun drama Monterey Shale dianggap analog dengan drama minyak Bakken Shale dan Eagle Ford Shale, Tabel 1 dan 2 menunjukkan bahwa Monterey sangat muda dan heterogen secara geologis dibandingkan dengan Bakken dan Eagle Ford. Karakteristik geologi Formasi Bakken, Eagle Ford, dan Monterey sedikit berbeda karena usia geologi relatif setiap formasi. Selain itu, sebaran areal drama serpih-minyak ini sangat berbeda satu sama lain. Permainan Bakken Shale tersebar lebih dari 20.000 mil persegi, permainan Eagle Ford Shale mencakup sekitar 8.000 mil persegi, dan permainan Monterey Shale mencakup sekitar 2.000 mil persegi. Reservoir ini juga memiliki ketebalan zona-bayar yang bervariasi. Ada kecenderungan umum dalam litologi Bakken, Eagle Ford, dan Monterey karena mereka semua menunjukkan karakteristik batuan dari batuan keras / pasir. Ketiga formasi menunjukkan batuan klastik dan karbonat dengan nilai permeabilitas yang sangat rendah (Beckwith 2011, 2013; Denney 2012).

Fitur Geologi Utama, Strategi Penyelesaian, dan Perilaku Produksi dari Lapangan Monterey Terpilih Fitur geologis utama dan strategi penyelesaian yang digunakan dalam tiga bidang Monterey penting (Fields M, N, dan R) di bagian selatan SJB diperiksa. Untuk mendapatkan wawasan lebih lanjut, analisis perilaku produksi diagnostik

rinci dilakukan untuk salah satu bidang: Bidang R. Sebagian besar data yang digunakan untuk pekerjaan ini disusun dari data yang tersedia di domain publik, seperti situs web DOGGR (DOGGR 2016), bersama dengan data dari makalah atau dokumen yang diterbitkan. Namun, dengan mempertimbangkan kepentingan komersial operator, kami telah mengganti nama bidang ini sebagai Bidang M, N, dan R. Demikian pula, nama-nama sumur juga diubah. Di Bidang N dan R, Shale McLure adalah reservoir produksi, sedangkan di Lapangan M, Shale Antelope dieksploitasi, yang juga merupakan anggota McLure Shale. Selain itu, terbatasnya ketersediaan data produksi untuk sumur-sumur horizontal dan rekahan hidraulik di Lapangan M mencegah kami melakukan analisis perilaku produksi diagnostik yang terperinci. Namun, ketersediaan banyak data produksi untuk sumur-sumur horizontal dan rekahan hidraulik di Lapangan R dan Lapangan N memungkinkan kami untuk melakukan analisis perilaku produksi diagnostik terperinci yang dapat membantu dalam menyusun strategi eksploitasi di masa depan.

Implikasi dari Analisis Produksi Diagnostik pada Merancang Strategi untuk Eksploitasi yang Efektif dari Monterey Shale Analisis produksi diagnostik yang disajikan sebelumnya juga telah memberikan beberapa wawasan lain yang dapat digunakan untuk menyusun strategi yang efektif untuk eksploitasi Monterey Shale di masa depan. Seperti disebutkan sebelumnya, aliran yang didominasi matriks (yaitu zona rekahan nonhidraulik) (rezim BDF) bertanggung jawab atas 36 hingga 54% dari produksi kumulatif yang berasal dari sumur yang paling berprofil dari kedua jenis (sejarah produksi yang panjang dan pendek) —semuanya, Sumur P1, P2, PX1, PX2, dan PX5 (Tabel 5). Aliran yang didominasi matriks ini juga tampaknya didukung oleh aliran air yang didorong oleh gravitasi dari pembuangan air berkelanjutan di zona atasnya seperti Etchegoin, yang berpotensi difasilitasi oleh komunikasi parsial antara fitur geologis yang ada secara alami — seperti kesalahan, lipatan, dan alami. fraktur — zona produksi. Jika ini masalahnya, maka memang metode EOR tertentu seperti yang ditunjukkan pada Gambar. 8 mungkin berpotensi membuka jalan untuk peningkatan produksi dari shale play seperti Monterey.

Potensi Penggunaan Air yang Terkait dengan Minyak Berbasis Steamflooding dan Operasi Produksi di SJB sebagai Cairan Dasar untuk Eksploitasi Berbasis Hidrolik-Fraktur Masa Depan dari Monterey Shale Terlepas dari pengamatan lapangan yang menarik yang dibuat sebelumnya (yaitu, fakta bahwa sumur horizontal yang tidak retak lebih produktif dibandingkan dengan sumur horizontal rekahan hidraulik), eksploitasi sumber daya minyak Monterey Shale California dalam waktu dekat masih akan sangat tergantung pada rekahan berbasis hidrolik strategi penyelesaian. Saat ini, hanya beberapa ratus pekerjaan rekahan hidraulik yang dilakukan di California, yang terutama bergantung pada penggunaan air bersih untuk menyiapkan cairan rekah. Juga, hampir semua sumur rekahan hidraulik (96%) sejak 2011 telah dibor di daerah dengan tekanan air tinggi atau sangat tinggi (Freyman 2014). Dengan demikian, setiap eksploitasi Monterey Shale di masa depan dapat dirusak oleh ketersediaan air tawar di wilayah tersebut, kecuali jika operator menentukan teknik stimulasi lain seperti fraktur berbasis busa (Wanniarachchi et al. 2015) dan penggunaan gas seperti N2 dan CO2 sebagai stimulan. (Li et al. 2016). Perlu disebutkan di sini bahwa di California, rekahan hidrolik masih dilakukan terutama dengan gel, meskipun tren baru-baru ini beralih dari sistem berbasis gel ke sistem slickwater. Gel didominasi formulasi yang saling terkait, terutama dibuat dari guar gum (termasuk dalam 96% dari pekerjaan rekah), agen pembentuk gel, dan senyawa borat (termasuk dalam 90% dari pekerjaan rekah), yang berfungsi sebagai pengikat silang (Long et al. 2015).

Pertimbangan Ekonomi untuk Eksploitasi Shale Monterey yang Efektif dalam Rezim Harga Minyak Rendah Setiap eksploitasi Monterey di masa depan akan sangat tergantung pada kelayakan teknologi dan kelayakan ekonomi dari proyek pengembangan lapangan yang diberikan. Namun, kemajuan teknologi baru-baru ini yang dilakukan dalam teknologi pengeboran dan penyelesaian telah secara signifikan mengurangi biaya produksi (biaya kepala sumur termasuk biaya modal dan biaya operasi atau biaya operasi-sewa) untuk permainan serpih utama AS seperti Bakken dan Eagle Ford.

Seperti dapat dilihat pada Gambar. 9, harga titik impas untuk permainan serpih utama AS telah menurun secara signifikan dalam beberapa tahun terakhir. Harga titik impas rata-rata telah turun dari nilai tertingginya sebesar USD 73,7 pada 2012 menjadi harga yang diproyeksikan sebesar USD 36,5 pada 2017.

Kesimpulan Meskipun Formasi Monterey dianalogikan dengan dua drama minyak serpih besar AS — yaitu, Bakken dan Eagle Ford — itu relatif lebih muda secara geologis dibandingkan dengan dua lainnya. Karakteristik geologis utamanya juga sedikit berbeda dari Bakken dan Eagle Ford. Perbandingan parameter reservoir kunci dan rentangnya untuk bakale, Eagle Ford, dan Monterey shale plays menunjukkan bahwa nilai porositas dan permeabilitas untuk main serpih utama ini relatif sama. Namun, permainan serpihan Eagle Ford menunjukkan TOC paling sedikit, sedangkan Bakken menunjukkan tertinggi. Dibandingkan dengan Bakken dan Eagle Ford, viskositas minyak di Monterey Shale jauh lebih tinggi. Selain itu, Monterey Shale memiliki strategi penyelesaian yang tergantung pada lapangan (pola spacing dan fraktur) dibandingkan dengan Eagle Ford dan Bakken, di mana strategi penyelesaian yang relatif seragam di berbagai bidang dapat diamati. Studi ini melaporkan wawasan yang diperoleh tentang kinerja produksi zona sumur horizontal dan rekahan hidraulik rekahan hidraulik yang saat ini berproduksi di Monterey Shale. Hasil analisis perilaku produksi diagnostik yang terperinci menunjukkan bahwa produksi dari zona retak nonhidraulik telah memberikan kontribusi yang hampir sama terhadap produksi kumulatif mereka hingga saat ini. Ini juga mengungkapkan bahwa operasi pembuangan air yang sedang berlangsung di zona injeksi di atasnya telah sampai batas tertentu mempengaruhi produktivitas kedua jenis sumur. Geologi juga tampaknya memiliki efek pada perilaku produksi kedua jenis sumur horizontal dan rekahan hidraulik (sejarah produksi panjang dan pendek). Namun, geologi Monterey terlalu

kompleks

untuk

menyimpulkan

kesimpulan

menggunakan analisis yang disajikan dalam penelitian ini.

lebih

lanjut

hanya

Analisis ekonomi awal menunjukkan bahwa eksploitasi Monterey Shale masih

merupakan

usaha

menguntungkan.

Namun,

untuk

pembangunan

berkelanjutan dalam rezim harga minyak mentah USD 50 / bbl saat ini, biaya produksi perlu dikurangi lebih lanjut. Ketersediaan strategi penyelesaian baru (misalnya, perbaikan pekerjaan sumur dan desain rekah, formulasi fluida rekahan, dan proppants), serta metode EOR tertentu untuk memfasilitasi produksi yang berkepanjangan dari zona yang tidak dihidrasi secara hidrolik, dapat membantu dalam pengurangan biaya seperti itu karena biaya penyelesaian yang berkontribusi paling besar terhadap biaya modal. Metode EOR seperti EOR simultan berbasis CO2 dan metode penyimpanan lebih lanjut dapat memfasilitasi pelepasan sisa oli yang terperangkap dalam zona rekahan hidraulik, sembari mengeluarkan lebih banyak oli dari zona rekahan nonhidraulik menggunakan difusi dan gerakan ke atas CO2 yang mengapung jauh di dalam. reservoir. Metodologi yang disajikan di sini

menunjukkan

penggunaan

alat

analisis

perilaku-produksi-diagnostik

diagnostik yang mudah digunakan untuk mendapatkan wawasan berharga yang diperlukan untuk menyusun strategi untuk mengeksploitasi Shale Monterey secara efektif dalam waktu dekat. Air yang dihasilkan sebagai hasil dari operasi produksi minyak dan gas berbasis uap yang berkelanjutan di ladang minyak SJB juga dapat berfungsi sebagai sumber alternatif cairan dasar untuk digunakan dalam pekerjaan perpatahan yang mungkin diperlukan untuk eksploitasi penuh Montrey di dekat masa depan. Kimia air ini tampaknya memiliki efek terbatas pada perilaku viskositas formulasi fraktur fluida yang diikat silang berbasis gusi. Potensi penggunaan air ini sebagai fluida dasar untuk eksploitasi Monterey berbasis rekahan masa depan dapat sangat membantu industri perminyakan dalam hal membuka kunci potensi produksinya tanpa membebani sumber daya air tawar yang berharga di wilayah tersebut. Untuk lebih jauh mewujudkan eksploitasi Monterey dalam skala besar dalam waktu dekat, perlu bahwa perairan FP dikelola dengan cara yang berkelanjutan, berwawasan lingkungan, dan hemat biaya. Untuk ini, sistem pengelolaan air terpusat, yang bergantung pada kombinasi perlakuan tradisional

termasuk pemisahan tiga fase primer dan langkah pemisahan sekunder; sistem desalinasi bertenaga surya yang lebih murah, lebih hemat energi, dan berkapasitas tinggi; dan mekanisme pengelolaan lumpur akhir dan / atau pembuangan sisa air asin, tampaknya merupakan salah satu dari banyak solusi rekayasa akal sehat. Pendekatan semacam itu dapat membantu industri perminyakan dalam mengelola perairan Monterey FP sambil menjaga biaya penanganan air tetap rendah.