La Cuenca de Sirte es una grieta continental de unión triple (cuenca extensional) del Mesozoico tardío y Cenozoico a lo largo del norte de África que se inició durante el Período Jurásico tardío . Limita con un cratón paleozoico relativamente estable y cuencas de hundimiento cratónico a lo largo de sus márgenes meridionales. La provincia se extiende costa afuera hacia el mar Mediterráneo , con el límite norte trazado en el contorno batimétrico de 2.000 metros (m) . [1] Limita al norte con el golfo de Sidra y se extiende hacia el sur hasta el norte de Chad .
Caracteristicas
La cuenca de Sirte ocupa el puesto 13 entre las provincias petroleras del mundo , con reservas probadas de petróleo estimadas en 43,1 mil millones de barriles (6,85 × 10 9 m 3 ) de petróleo equivalente (36,7 bbl , 37,7 × 10 12 pies cúbicos (1070 km 3 ) de gas, 0,1 bbl (0,016 m 3 ) de LGN ), una cantidad que constituye el 1,7% de las reservas de petróleo conocidas en el mundo. La cuenca consta de un sistema petrolero total dominante, conocido como Sirte-Zelten.
La lutita Sirte del Cretácico Tardío es el principal lecho de fuente de hidrocarburos . [2] Los reservorios varían en tipo de roca y edad desde el basamento precámbrico fracturado , reservorios clásticos en el Cámbrico - Ordovícico Gargaf Arenisca y Arenisca Nubia del Cretácico Inferior hasta la Formación Paleoceno Zelten y carbonatos del Eoceno usualmente en forma de biohermos.
La generación de hidrocarburos comenzó hace unos 50 millones de años (Ma) en las cuencas más profundas, unos 40 Ma en muchas otras áreas, y puede continuar hasta el día de hoy. Los gradientes geotérmicos generalmente oscilan entre 1 ° F / 100 pies y 1.8 ° F / 100 pies ; Los horsts y grabens generalmente tienen regímenes térmicos aproximadamente equivalentes en relación con la roca fuente primaria. A lo largo de los márgenes suroeste y oeste de la provincia se encuentran depósitos ígneos extrusivos que tienden a disminuir el potencial de hidrocarburos de estas áreas. El Gialo alta es un relativamente pequeño bloque horst en la cuenca del Sirte oriental. Es más importante y conocido principalmente por los campos petrolíferos apilados en rocas que van desde el Cretácico Temprano al Oligoceno . Hay varios miles de millones de barriles de reservas de petróleo asociadas con la estructura tanto sobre la cresta del horst como flanqueando el alto en el graben adyacente. [3]
Caracteristicas
Estadística | Monto |
---|---|
Formación | Mesozoico tardío-Cenozoico |
Área terrestre | ≈230.000 km² |
Roca de origen | Sirte Shale |
Estilo de trampa dominante | Estructural |
Tipo de grieta | Triple unión |
Sistema | Sistema de fallas de Tethyan |
Notas:
1. USGS 2002.
Área terrestre
El área terrestre en la cuenca de Sirte se caracteriza por estepas desérticas e incluye depósitos eólicos del Mar de Arena Rebiana y Kalansho del desierto del Sahara . En una franja costera norte relativamente estrecha, algunas áreas terrestres están hasta 47 m por debajo del nivel del mar. La cuenca está cubierta por un mosaico de horsts y grabens estrechos de tendencia noroeste-sureste , una característica estructural importante que la distingue de las cuencas intracratónicas adyacentes de Kufra , Murzuk y Ghadames . [4]
El área de la cuenca de Sirte ocupa unos 230.000 km², con una densidad de perforación salvaje de un nuevo campo salvaje por 145 km². La densidad total de perforación de la cuenca es de 3,3 pozos por 100 km², con una profundidad de campo promedio de 2.100 m. Indicaciones recientes de hidrocarburos dentro de grabens sugieren que estas áreas tienen reservorios potenciales y clásticos debajo de los reservorios de carbonatos en la Cuenca Central de Sirte. El área costa afuera más allá de los 200 m de profundidad está en gran parte inexplorada.
Entorno geológico
La provincia de la cuenca de Sirte se considera una localidad tipo de un área de rift continental (extensional) y se la conoce como parte del sistema de rift de Tethyan. [5] Según el esquema de designación de Bally y Snelson, se clasifica como 1211; una cuenca cratónica ubicada en grabens rotos anteriores en una litosfera rígida y no asociada con la formación de megasuturas. [6] Clifford lo denomina una cuenca de fractura interior cerca del margen de la placa tectónica , que característicamente tiene un eje en ángulo con ese margen. [7]
La debilidad estructural del área se ejemplifica por períodos alternos de levantamiento y hundimiento que se originaron en el Precámbrico Tardío, comenzando con la orogenia panafricana que consolidó una serie de fragmentos protocontinentales en una tierra de Gondwana temprana . La ruptura comenzó en el Cretácico temprano, alcanzó su punto máximo en el Cretácico tardío y terminó en el Cenozoico temprano, lo que resultó en la triple unión dentro de la cuenca. El evento de ruptura del Cretácico Superior se caracteriza por la formación de una secuencia de horsts y grabens con tendencia noroeste que avanzan progresivamente hacia el este; el Sirte Trough representa la porción más profunda de la cuenca. Estos horst y grabens se extienden desde las áreas terrestres hacia el norte hasta un complejo terreno costero que incluye la llanura abisal del mar Jónico al noreste. Esta llanura está sustentada por una corteza oceánica que se subduce hacia el norte y el este debajo del arco helénico . La provincia de Pelagian al oeste, particularmente las cuencas de separación de la cuenca de Sabratah y que se extienden a lo largo de la zona de falla de Cyrenaica del sur (SCFZ) y la plataforma de Cyrenaica al este, está fuertemente influenciada por fallas de deslizamiento dextrales extensionales . Al sur, el oleaje de Nubia es el sótano continental estable de esta cuenca fisurada. [8]
Estilo trampa
En geología, "trampa" se refiere a la característica estructural estratigráfica o tectónica que asegura la yuxtaposición del yacimiento y el sello de manera que los hidrocarburos permanezcan atrapados en el subsuelo, en lugar de escapar (debido a su flotabilidad natural ). El petróleo y el gas atrapados dentro de la unidad de roca porosa migran a un punto alto de la estructura debido a su baja densidad. En la Cuenca de Sirte, el estilo de trampa dominante es estructural (84 por ciento), y el resto se considera estratigráfico o una combinación de los dos. Como ejemplos de trampas combinadas, los desarrollos de biohermas en el Paleoceno Zelten Group se encuentran en bloques de horst, y las trampas estratigráficas clásticas como en el campo Sarir o Messla se superponen a las estructuras. [9]
Historia del petróleo
La primera ocurrencia de petróleo reportada en la cuenca de Sirte se observó en un pozo de agua costero perforado por colonos italianos durante la ocupación italiana . El gobierno italiano se embarcó en investigaciones geológicas del área y produjo un mapa geológico en 1934. Se observaron muestras de gas natural a fines de la década de 1930, pero la Segunda Guerra Mundial interrumpió los esfuerzos de exploración. La licitación competitiva de concesiones fue posteriormente permitida por dos leyes minerales aprobadas en 1953 y 1955, y la exploración por Esso , Mobil , Texas Gulf y otros comenzó con la recopilación de datos sísmicos , magnéticos y de gravedad. De 1956 a 1961 se descubrieron campos petrolíferos gigantes. Libia comenzó a exportar petróleo en 1961 y en 1966 era la séptima nación productora de petróleo más grande del mundo. Durante 1969, la producción de la cuenca de Sirte incluso superó la producción de Arabia Saudita (3 Mmbpd). Libia nacionalizó su industria petrolera en 1973, y algunas compañías petroleras estadounidenses comenzaron a retirarse en 1982, luego de un embargo comercial estadounidense de 1981 . En 1986, el gobierno de los Estados Unidos ordenó a las empresas estadounidenses restantes que cesasen sus actividades en Libia. En 1992, las Naciones Unidas sancionaron a Libia en respuesta al bombardeo del vuelo 103 de Pan Am en 1988 . Las sanciones adicionales aplicadas por la Ley de Sanciones de EE. UU. De 1996 se relajaron en 1999. Desde entonces, las compañías petroleras estadounidenses y otras extranjeras han regresado para reanudar sus operaciones en Libia, lideradas por AGIP (Italia), OMV (Austria), Veba (Alemania), Total (Francia), Nimir (Arabia Saudita), WOC ( National Oil Corporation , Conoco , Marathon , Amerada Hess ) y ETAP de Túnez. [10]
Presencia de petróleo
En 2007, la Administración de Información de Energía estimó que la provincia de la cuenca de Sirte contiene aproximadamente el 80% de las reservas probadas de petróleo totales de Libia (41.5 mil millones de barriles (6.60 × 10 9 m 3 ) a enero de 2007) y representa aproximadamente el 90% del total del país. producción de petróleo, que fue de 1,80 Mbbl / d (286.000 m 3 / d) en 2006. [11] En la provincia se encuentran más de veintitrés grandes yacimientos de petróleo y dieciséis yacimientos de petróleo gigantes. [12] Históricamente, el petróleo en tierra de Libia se ha descubierto principalmente dentro de los límites de tres tendencias geológicas importantes que ocurren en la cuenca de Sirte:
- Calle occidental
- Libia centro-norte
- Tendencia oriental
Datos de la cuenca del petróleo: campos seleccionados
Campo | Tendencia geológica | Producción anual | Reservas | Descubrimiento | Operador (es) |
---|---|---|---|---|---|
Campo de Samah | occidental | N / A | Gof | N / A | WOC |
Campo Beida | occidental | N / A | Gof | N / A | NOC |
Campo Dahra-Hofra | occidental | N / A | Gof | N / A | WOC |
Campo Raguba | occidental | N / A | Gof | 1961 | SOC |
Campo de Bahi | occidental | N / A | N / A | 1958 | NOC |
Campo de Waha | Norte central | 350.000 bbl / d (56.000 m 3 / d) | Gof | 1961 | ConocoPhillips |
Campo Nasser | Norte central | N / A | 2,5 Bbbl | 1956 | SOC |
Campo de gas Hateiba | Norte central | N / A | N / A | 1960 | SOC |
Campo Sarir | Oriental | N / A | 12,0 Bbbl | 1961 | Agoco |
Messla Field | Oriental | N / A | Gof | 1971 | Agoco |
Campo Gialo | Oriental | N / A | Gof | N / A | WOC |
Campo Bu Attifel | Oriental | 80.000 bbl / d (13.000 m 3 / d) | Gof | 1968 | Agip |
Campo Intisar | Oriental | N / A | Gof | 1967 | ZOC |
Campo Nafoora-Augila | Oriental | 100.000 bbl / d (16.000 m 3 / d) | Gof | 1965 | Agoco |
Campo Amal | Oriental | Gof | 1959 | Harouge | |
Campo En-Naga | occidental | 24 000 bbl / d (3800 m 3 / d) [13] | Gof | 1998 | Harouge |
Notas:
1. USGS 2002 (Bbbl = "mil millones de barriles de petróleo"). 2. LOF = grandes campos de petróleo (> 100 millones de barriles de petróleo equivalente): GOF = campos de petróleo gigantes (> 500 millones de barriles de petróleo equivalente).
El Campo Amal produce a partir de la Formación Cambro- Ordovícico Amal y la Formación Maragh del Cretácico Temprano a una profundidad de 10,000 pies (3,000 m). [14] El campo Sarir produce a partir de una arenisca del Cretácico en un anticlinal con bloques de fallas descubiertos a partir de un estudio sísmico. [15] El Campo Messla produce a partir de la arenisca Sarir fluvial del Cretácico Inferior de 27 m de espesor a una profundidad de 2682 m. [16] El campo petrolífero Intisar 'D' produce a partir de un arrecife del pináculo del Paleoceno superior de 385 m de espesor, 5 km de diámetro ya una profundidad de aproximadamente 2700 m [17]
Referencias
- ^ "Grupo NPA - Estudio de petróleo y minerales: Libia" . Archivado desde el original el 14 de julio de 2007 . Consultado el 12 de septiembre de 2007 .
- ^ Boletín 2202 – F del USGS
- ^ G. Abdulghader (1996)
- ↑ C. Lewis (1990)
- ↑ Futyan (1996)
- ^ A. Bally y S. Snelson (1980) p.9
- ^ A. Clifford (1986) p.336
- ↑ T. Ahlbrandt (2002) p.9
- ^ T. Ahlbrandt (2002) p.21
- ^ P. Mobbs (2004) p. 19,1
- ^ EIA 2005 p.2
- ^ H. Belazi (1989) p. 353
- ^ Grandes descubrimientos 2001
- ^ Roberts, JM, 1970, Amal Field, Libia, en Geology of Giant Petroleum Fields, AAPG Memoir 14, Halbouty, MT, editor, Tulsa, American Association of Petroleum Geologists, p. 438.
- ^ Sanford, RM, Sarir Oil Field, Libya-Desert Surprise, en Geology of Giant Petroleum Fields, AAPG Memoir 14, Halbouty, MT, editor, Tulsa: American Association of Petroleum Geologists, p. 449
- ^ Clifford, HJ, Grund, R. y Musrati, H., 1980, Geología de un gigante estratigráfico: Campo petrolero Messla, Libia, en campos gigantes de petróleo y gas de la década: 1968-1978, AAPG Memoir 30, Halbouty, Editor de MT, Tulsa: Asociación Estadounidense de Geólogos del Petróleo, ISBN 0891813063 , pág. 507
- ^ Brady, TJ, Campbell, NDJ y Maher, CE, 1980, Intisar 'D' Oil Field, Libia, in Giant Oil and Gas Fields of the Decade: 1968-1978, AAPG Memoir 30, Halbouty, MT, editor, Tulsa : Asociación Estadounidense de Geólogos del Petróleo, ISBN 0891813063 , pág. 543
Bibliografía
- CJ Lewis (1990) Campo Dahab: Cuenca Sirte, Libia
- Energy Information Administration (2007) Libia: Country Analysis Brief
- Banco Mundial (2006), Libia: Informe económico, Grupo de desarrollo económico y social
- P. Mobbs (2002) Industria de minerales de Libia
- P. Mobbs (2000) Industria de minerales de Libia
- T. Ahlbrandt (2001) Cuenca de Sirte Provincia: Sirte-Zelten Total Petroleum System USGS
- G. Abdulghader (1996), Sedimentología y heterogeneidades de reservorios de la formación nubia , en Geología de la cuenca de Sirt : Amsterdam v.2
- D. Bebout (1975), Porosidad de carbonato secundaria en relación con facies deposicionales terciarias tempranas, Zelten : AAPG , v.59
- H. Belazi (1989), Geología del campo petrolífero de Nafoora, Cuenca Sirte : en el Journal of Petroleum Geology , vol. 12, pág. 353–366
- A. Futyan (1996), Hydrocarbon Habitat of the Oil & Gas fields of North Africa: Sirt Basin , en Geology of the Sirt Basin : Amsterdam v.2
- Nuevos Apterodontinae (Hyaenodontida) de la localidad eocena de Dur At-Talah (Libia): implicaciones sistemáticas, paleoecológicas y filogenéticas