El campo Sarir fue descubierto en el sur de Cyrenaica durante 1961 y se considera el campo petrolero más grande de Libia , con reservas de petróleo estimadas de 12 Gbbl (1,9 km 3 ). [1] Sarir es operado por la Arabian Gulf Oil Company (AGOCO), una subsidiaria de la estatal National Oil Corporation (NOC).
Campo Sarir | |
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País | Libia |
Ubicación / bloque | Cuenca Sirte , Concesión 65 |
Offshore / onshore | En tierra |
Coordenadas | 28 ° 13′N 19 ° 08′E / 28,22 ° N 19,13 ° E |
Operador | Compañía Petrolera del Golfo Arábigo |
Pareja | Corporación Nacional de Petróleo |
Historia de campo | |
Descubrimiento | 1961 |
Inicio de la producción | 1961 |
Pico de producción | N / A |
Abandono | N / A |
Producción | |
Aceite estimado en su lugar | 2,922 Mbbl (464,600,000 m 3 ) (Sarir C): 1,200 Mbbl (190,000,000 m 3 ) (Sarir L) |
Gas estimado en el lugar | 0,6 × 10 12 pies cúbicos (17 km 3 ) (Sarir C) |
Produciendo formaciones | Areniscas fluviales del Cretácico , Pre-Cretácico superior |
Localización
El campo Sarir o, más específicamente, Sarir C se encuentra en el borde oeste del mar de arena de Calanscio en el margen sureste de la cuenca de Sirte . Sarir C, que forma parte de un complejo de tres campos, tiene 56 km de largo y 40 km de ancho y cubre 378 km². Al norte está Sarir L, que cubre 39 km 2 (15 millas cuadradas ). Situado entre los dos hay una piscina Sarir North mucho más pequeña. La recuperación de petróleo final estimada de Sarir L es de 1,2 Gbbl (190.000.000 m 3 ). [2]
Pre-descubrimiento
En 1957, el gobierno libio otorgó la concesión 65 a Bunker Hunt , un productor de petróleo independiente de Texas . En 1960, BP había asumido una participación del 50% en C-65 y se convirtió en el operador. Después de grandes descubrimientos en la cuenca de Sirte en 1958 y 1959, se realizó un estudio de sismología de reflexión en C-65, seguido de un estudio aeromagnético que mostró la existencia de grandes estructuras. Más tarde ese año, BP comenzó a perforar en C-65, 80 y 81, apuntando a carbonatos del Paleoceno y Cretácico que habían producido descubrimientos en los campos Nasser ( Zelten ), Defa, Raguba y Bahi. Mobil descubrió arena basal del Cretácico en Amal en 1959, pero los primeros resultados no reconocieron todo su potencial.
Antes de perforar el pozo C-1-65, BP perforó seis pruebas hasta el sótano en C-65, 80 y 81. Ninguna tenía muestras altas de hidrocarburos. Los carbonatos del Eoceno, Paleoceno y Cretácico eran generalmente de agua dulce, y los altos del sótano estaban cubiertos de lutitas del Cretácico tardío. Hubo vestigios ocasionales de lecho rojo en el contacto entre la pizarra y el sótano y vetas de betún . Muchos pozos resultaron costosos debido a la pérdida de circulación en los carbonatos del Paleoceno-Cretácico y al derrumbe en las lutitas subyacentes del Cretácico Superior. Esto fue tan severo que el campo Sarir casi fue ignorado porque no se anticipó petróleo en la Formación Nubia . Sin embargo, el geólogo jefe de BP insistió en que se tomara un núcleo de sótano en cada pozo. Esta resultó ser una buena decisión, ya que posteriormente se demostró que C-1-65 era un reservorio prolífico con tasas de producción iniciales de 20,000 bbl / d (3,200 m 3 / d). [3]
Descubrimiento
Durante años, BP evitó el uso de detectores de gas en sus plataformas petroleras , citando numerosas falsas alarmas. Sin embargo, en 1961, Baroid fue contratado para instalar detectores de gas en los pozos libios de BP. C-1-65 dio lecturas altas. Se asumió que esto era una falsa alarma, pero persistieron las lecturas altas. Los exámenes de muestras de derrumbe de lutitas revelaron granos de arena manchados de aceite en el fondo de las placas. Se perforaron 61 m de juego petrolero. El juego superior en las areniscas del Cretácico Inferior se produjo a 2631 m. En las pruebas con vástago de perforación, el C-1-65 produjo a una tasa de 3.900 bbl / d (620 m 3 / d).
Después del descubrimiento
C-1-65 tenía una columna de aceite que excedía los 76 m, por encima del cierre previsto por su estructura de reflexión poco profunda. Aunque los mapas sísmicos dieron indicaciones estructurales, los detalles no eran confiables en la parte superior de los embalses a 1676 m más abajo. Así, mientras se perforaban el segundo y tercer pozos, se realizó un levantamiento de refracción sísmica . Dio control sobre la estructura del sótano, pero dado que los primeros cuatro pozos demostraron que las arenas del yacimiento variaban de 141 a 410 m de espesor en una distancia relativamente corta, la prospección dio poco control sobre la estructura de captura. Los mapas sísmicos de ambos horizontes y la información del subsuelo mostraron la estructura del yacimiento y ayudaron a limitar la perforación en pozos secos.
Después del descubrimiento, se realizaron perforaciones continuas con hasta cinco plataformas a la vez. Inicialmente, se realizaron breves pasos de hasta 4 km, seguidos de perforaciones más audaces para confirmar las reservas y justificar los costos de un oleoducto de 516 km hasta Tobruk . Una vez confirmado, C-1-65 se perforó de manera constante en un espaciado de cuadrícula de 2 km. En este momento, se descubrieron dos campos más pequeños: Sarir North y L-65.
En mayo de 1965 se sabotearon cinco pozos de relleno. El incidente ocurrió durante el reinado del rey Idris antes del golpe de Estado de 1969 dirigido por el coronel Gadafi. Los pozos salvajes no fueron reportados en los medios de comunicación y las perpetraciones no fueron reveladas. Hasta la Guerra del Golfo Pérsico de 1991, este fue el incendio de pozo simultáneo más grande de la historia. En reconocimiento del número y la ferocidad de las explosiones, BP llamó al bombero Red Adair y a sus lugartenientes Boots & Coots . A su llegada, la tripulación condujo por el campo para evaluar la tarea. Uno de los pozos no se había incendiado pero estaba en erupción crudo. Haciendo honor a su reputación más grande que la vida reflejada por John Wayne en la película Hellfighters, Adair se acercó al pozo y cerró la válvula maestra sin daños diciendo (supuestamente) "uno menos cuatro para ir". A su regreso al campamento principal, informó a BP que podía tapar los pozos sin ayuda y envió a Boots & Coots de regreso a Houston. Apagó los incendios en 3 semanas.
La producción inicial de los principales pozos de petróleo de Sarir promedió 8.000 bbl / d (1.300 m 3 / d), y algunos alcanzaron tasas de 20.000 bbl / d (3.200 m 3 / d). Dado que Sarir no tiene un tapón de gasolina y los GOR varían entre 60-225 pies³ estáticos por barril, el mantenimiento de la presión fue un problema. Se utilizó agua dulce, disponible desde aproximadamente 46 ma 518 m. Algunas áreas utilizaron bombas de fondo de pozo para mantener la producción. También se agregaron desaladores, ya que las grandes cantidades de sal arrastradas en la producción de crudo eran intolerables para muchas refinerías .
Estadística | Monto |
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Gravedad cruda | 37 ° API |
Contenido de cera | 19% |
Contenido sulfuroso | <0,25% |
Reservas | 12 Gbbl (1,9 km 3 ) |
Reservas recuperables finales | 6,5 Gbbl (1,03 × 10 9 m 3 ) |
Producción acumulada | 1,5 Gbbl (240.000.000 m 3 ) (1983 est.) |
Notas:
1. Petróleo crudo Cantidades en miles de millones de barriles.
Método de descubrimiento
Sarir fue descubierto por métodos geofísicos y geología del subsuelo sin que se reporten anomalías topográficas o geomórficas . Un magnetómetro de aire reveló la estructura A suroeste y su prolongación sureste, que más tarde se descubrió que era una falla enterrada . Sarir está ubicado en la zambullida noroeste de un eje de máxima gravedad y eclipsado por dos características occidentales: (1) un gran máximo de gravedad, la estructura A; (2) un máximo de gravedad fuerte, la estructura B. La característica oriental, que se eleva a un máximo de gravedad, se conoce como estructura C (Sarir C).
Los estudios de refracción y reflexión sísmica (1960-1961) revelaron que la estructura C tiene una característica de sótano pronunciada . Se cartografió un horizonte de reflexión sísmica del Eoceno , que muestra unos cientos de pies de relieve sobre todo el complejo, en comparación con un mapa de refracción que muestra hasta 610 m. Después de perforar los dos primeros pozos en C-65 (estructuras A y B), un mapa del Eoceno mostró que la estructura C tenía 300 pies (91 m) de cierre. Esto se consideró justificación suficiente para continuar con la perforación. [4]
Estructura
La provincia de la Cuenca de Sirte ocupa el puesto 13 entre las provincias petroleras del mundo, con reservas conocidas de 43,1 mil millones de barriles (6,85 × 10 9 m 3 ) de petróleo equivalente (36,7 mil millones de barriles (5,83 × 10 9 m 3 )) de petróleo, 37,7 billones de pies cúbicos. (1.070 km 3 ) de gas, 100 millones de barriles (16.000.000 m 3 ) de líquidos de gas natural. Incluye un área aproximadamente del tamaño de la cuenca Williston del norte de los Estados Unidos y el sur de Canadá (90490.000 km²). [5] Las características del Mesozoico tardío y del Terciario se desarrollaron en un basamento precámbrico y erosionaron la superficie del Paleozoico . La vaguada sinclinal principal de noroeste a sureste experimentó hundimientos repetidos durante los ajustes de fallas. Varias tendencias regionales de horst y graben que se originaron en el Cretácico Superior permanecieron activas durante el Terciario mientras la Cuenca continuaba hundiéndose. La tendencia predominante de las fallas es de noroeste a sureste, otras tendencias de noreste a suroeste pueden formar parte de un patrón conjugado controlado por el basamento de textura bruta. [6]
En la época Pre-Cretácica, las áreas que se convirtieron en acumulaciones de Sarir estaban ocupadas por alturas topográficas . Es probable que, incluso en este momento, estuvieran controlados por conjuntos de fallas conjugadas con una tendencia de noroeste a sureste y de noreste a suroeste. La estructura del sur de C puede haber estado conectada a un interior más grande donde se derivaron los sedimentos del Cretácico y posteriormente se hundieron.
El mayor movimiento de falla ocurrió durante la deposición de arena del Cretácico, más evidente en los flancos norte y oeste de la estructura C sujeta a levantamiento y erosión . Esto se expresa por una disconformidad que eliminó sucesivamente lechos de embalses más profundos hacia el norte y el oeste. La mayor deformación descendente hacia el sur probablemente comenzó cerca del final del período Cretácico, aislando la estructura C de su interior, formándola en una trampa y proporcionando una depresión profunda de lutita que puede haber sido una de las principales áreas generadoras de hidrocarburos.
Hubo poco movimiento de fallas durante el Terciario , pero la compactación diferencial creó un anticlinal simple que cubría la estructura subyacente del Cretácico. En el nivel del sótano, Sarir C es menos pronunciado que las estructuras al sur y noroeste, que tienen un desarrollo de arena deficiente, ya que las lutitas del Cretácico Tardío descansan sobre el sótano sin el depósito de arenisca intermedio del campo Sarir.
La caída desde la cresta Sarir C hasta la baja sur es de 1000 m, ocurriendo en una distancia de 22 km equivalente a un desnivel total de 2.5 °. La caída más pronunciada registrada es de 4,5 °. La cresta de forma triangular tiene una base de este a oeste de aproximadamente 40 km de largo y una perpendicular de norte a sur de 20 km. El cierre vertical es de 122 m. Sarir North y L-65 están en una extensión noroeste del lado noreste de la estructura C. L-65, tiene una forma triangular con un flanco con tendencia suroeste. La evolución estructural estuvo marcada por un movimiento tectónico vertical con poca evidencia de tensiones horizontales.
Estratigrafía
![](http://wikiimg.tojsiabtv.com/wikipedia/commons/thumb/5/5b/Libya_Topography.png/220px-Libya_Topography.png)
La columna estratigráfica de Sarir generalmente se asemeja a los patrones de sucesión en toda la cuenca de Sirte, con algunas variaciones. En la fase regresiva temprana, las areniscas basales se depositaron en un basamento precámbrico de rocas ígneas y metamórficas . Las areniscas están fechadas en el polen de angiospermas como más jóvenes que el Albiano , probablemente del Cretácico Superior. Después de un largo paréntesis, representado por discordancia y erosión de arenisca, se colocó una secuencia transgresora de lutitas de anhidrita rojas, verdes y púrpuras . Los restos del lecho abigarrado se encuentran en las secciones crestales de muchas estructuras del norte, como en los pozos B-1-65 y C-1-80.
Por encima de la secuencia transgresora se encuentran lutitas del Cretácico Tardío con carbonato micrítico apretado, que marca la parte superior del Mesozoico . Estas lutitas se espesan en depresiones, proporcionando la única fuente de roca del campo . La fauna más joven es la de Maastrichtian , con una aparente disconformidad entre el Cretácico Superior y el Paleoceno , marcada por altos niveles de radiación gamma en los troncos.
El Paleoceno es también una sucesión de carbonato-lutita con acumulaciones de carbonato sobre alturas estructurales, formando algunos de los mejores reservorios de la cuenca. Aunque existen carbonatos espesos sobre el campo y otras altas en C-65 y áreas circundantes, no se encontraron hidrocarburos. El agua del embalse suele ser dulce o salobre, lo que sugiere enrojecimiento. Las calizas se dolomitizaron extensamente , lo que resultó en grandes cavidades y pérdida de circulación durante la perforación.
En el Eoceno Inferior , las condiciones de la Cuenca se restringieron, produciendo una secuencia alterna de dolomita y anhidrita con un espesor constante. El Eoceno medio vio el desarrollo de una amplia plataforma de carbonatos, ricamente numulítica , también de espesor constante. Hay intercalaciones de calizas arcillosas , margas y areniscas calcáreas ocasionales . El Eoceno tardío refleja variaciones laterales más frecuentes de calizas, dolomitas, margas y lutitas intercaladas.
La sucesión reciente al Oligoceno consta de; (1) zona inferior de arenas finas a gruesas con algunas divisiones de arcilla y lechos de dolomita; (2) zona media de lutitas y arcillas gris-verde, rojo-marrón; y (3) una zona superior de arenas ligeramente feldespáticas, en gran parte no consolidadas. Esto es típico del área donde el espesor total es de 914 m, dividido casi por igual en los tres componentes principales.
Trampa
Sarir C está contenido en una trampa estructural- estratigráfica , representada por caídas al este, sur y oeste y la falla principal con tendencia noreste-suroeste en su flanco noroeste. En gran parte del centro y noroeste, el embalse crece en subcultivos y está sellado por lutitas que lo cubren de manera disconforme. Las pequeñas acumulaciones de arena en la serie transgresora por encima de las arenas basales ocurren en trampas de pellizco hacia arriba.
La trampa principal de Sarir C no está llena hasta el punto de derrame, que está hacia abajo en la cresta al oeste de la estructura. La columna de aceite tiene una altura máxima de 91 m, con un cierre vertical de 122 m. La distribución bruta en la trampa se ve afectada por la variación litológica. Los niveles de agua y petróleo son comunes en los miembros principales del yacimiento , pero la serie transgresora es 43 m más alta.
Sarir North es una trampa separada con su propio contacto agua-aceite, 30 m más profundo que Sarir C. L-65 también tiene un contacto agua-aceite independiente. El campo no tiene tapón de gasolina; el petróleo tiene una relación gas-petróleo baja entre 60-225 pies3 estándar / bbl. Se produce alguna diferenciación burda, probablemente debido a la separación por gravedad. En general, consiste en un crudo ceroso bastante ligero que tiene una gravedad media de 37 ° API, un contenido de cera del 19% y un contenido de azufre inferior al 0,25%. El punto de fluidez oscila entre 12 ° y 24 ° C.
La segregación por gravedad del crudo en la trampa produjo una estera de alquitrán periférica en intervalos permeables del yacimiento que se cruzan con el nivel del agua y el petróleo. La estera de alquitrán varía en grosor, alcanzando un máximo de 21 m en el este. El aceite viscoso de la parte superior de la estera de alquitrán tiene una gravedad media de 24 ° -25 ° API, un punto de fluidez de aproximadamente 71 ° C, un contenido de cera del 15% y un contenido de asfaltenos del 14-22%. [7]
Actividad terrorista
La producción del campo El Sarrir se cerró después de que un ataque con bomba el 16 de febrero dañara el oleoducto del campo al único puerto petrolífero terrestre en funcionamiento de Libia. [8]
Ver también
- Encuesta geológica de los Estados Unidos
Notas
- ^ OGJ 2004
- ^ Lewis, CJ "Campo Sarir" (PDf) .
- ^ T. Ahlbrandt p.7
- ^ C. Lewis (1990) p.256
- ↑ T. Ahlbrandt (2001) p.1
- ↑ T. Ahlbrandt (2002)
- ^ C. Lewis (1990) p.259
- ^ "El campo El Sarir de Libia se cerró después de que un ataque con bomba dañara el oleoducto" . Petro Global News . Consultado el 18 de febrero de 2015 .
Referencias
- CJ Lewis (1990) Campo Sarir: Cuenca Sirte, Libia
- Energy Information Administration (2007) Libia: Country Analysis Brief
- Banco Mundial (2006), Jamahiriya Árabe Libia: Informe económico, Grupo de desarrollo económico y social: Región MENA
- P. Mobbs (2002) Industria de minerales de Libia
- P. Mobbs (2000) Industria de minerales de Libia
- Thomas Ahlbrandt (2001) La cuenca de Sirte Provincia de Libia: Sistema de petróleo total Sirte-Zelten