El campo de halibut, es un campo petrolífero , dentro de la cuenca de Gippsland . [1] El campo petrolero está ubicado aproximadamente a 64 km de la costa del sureste de Australia . [2] El área total de este campo es de 26,9 km 2 y se compone de 10 unidades cartografiables . [2]
Campo de fletán | |
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Ubicación del campo de halibut | |
País | Australia |
Región | Sureste de Australia |
Localización | Cuenca de Gippsland |
Offshore / onshore | Costa afuera |
Coordenadas | 38 ° 23′56 ″ S 148 ° 18′59 ″ E / 38.39889 ° S 148.31639 ° E |
Operador | Esso Australia |
Socios | Exxon |
Historia de campo | |
Descubrimiento | 1967 |
Inicio del desarrollo | 1967 |
Inicio de la producción | 1970 |
Historia geológica
Durante el Jurásico tardío , se forma un complejo de grietas entre la placa australiana / cinturón plegado de Tasmania y la placa antártica . [3] [4] [5] Esta ruptura continúa a través del Cretácico temprano , y en el Cretácico medio , comienza a ayudar en la separación de Gondwana (In es lo que ahora es el sur de Australia). [3] Durante este mismo tiempo, se crea la corteza oceánica al oeste de Tasmania , [3] y se produce la separación de la placa australiana de Nueva Zelanda , la placa antártica y la meseta de Campbell. [6] Durante el Cretácico tardío , se produce una mayor extensión en esta región, lo que crea valles sin-rift . [1] [6] Esta extensión forma la depresión central, que es una parte integral del sistema petrolero, y es la ubicación de casi todos los campos de petróleo / gas en la cuenca de Gippsland. También durante el Cretácico tardío , el vulcanismo se produjo debido a la ruptura del mar de Tasmania. Desde el Eoceno hasta el Mioceno medio , comienza un período tectónico compresional y forma una serie de anticlinales , así como casi todas las características estructurales presentes en la actualidad. [1] [7] [8] [9]
Estratigrafía
Grupo Strzelecki
El Grupo Strzelecki es un grupo geológico presente en el área de Halibut Field. El grupo se depositó principalmente en el Cretácico temprano. [1] Está compuesto principalmente por clásticos continentales y lacustres . [1] La litología es predominantemente grauvacas no marinas y lutitas , con capas menores de arenisca , conglomerado , carbones y volcanoclásticos . [1] Los ambientes de depósito de este grupo incluyen lagos, pantanos y llanuras aluviales. Este grupo es el basamento económico del Campo Halibut, lo que significa que es el grupo estratigráficamente más bajo para el potencial de producción de hidrocarburos. [1] Esto se conoce debido al entierro de 8 km o más en la parte costa afuera de la cuenca, lo que coloca al grupo en el rango de sobremaduración . [1] Actualmente se están realizando investigaciones sobre las posibles reservas de hidrocarburos en la parte terrestre de la cuenca de Gippsland.
Grupo Golden Beach
El Grupo Golden Beach se encuentra disconforme por encima del Grupo Strzelecki, y fue depositado a finales del Cretácico. La litología de este grupo es pizarra y arenisca. [1] Además de estos importantes grupos litológicos, también están presentes flujos volcánicos de composición andesítica - basáltica . [10] Los ambientes deposicionales representados por este grupo son lagos de aguas profundas y llanuras aluviales. [1] [11] [12] La Formación Kipper Shale dentro de este grupo es una lutita lacustre de 1,0000 m de espesor. Aunque esto normalmente constituiría una buena roca madre, se cree que la oxidación de la materia orgánica inhibe la generación de hidrocarburos. [1]
Grupo Latrobe
![](http://wikiimg.tojsiabtv.com/wikipedia/commons/thumb/0/05/Usgs2.strat.png/220px-Usgs2.strat.png)
El Grupo Latrobe está estratigráficamente por encima del Grupo Golden Beach, y fue depositado desde el Cretácico tardío hasta el Eoceno . [1] Este grupo es el más valioso para la producción de hidrocarburos, ya que constituye la mayoría de las rocas generadoras y las rocas del yacimiento. Los principales tipos de rocas incluyen arenisca, limolita, lutita, lutita, carbones y rocas volcánicas. [1] Estos tipos de rocas son representativos de los ambientes depositacionales marinos aluviales, costeros y de plataforma poco profunda. [1] [13] Los carbones y las lutitas de este grupo son la principal roca generadora en este campo y en toda la cuenca. [1] La piedra arenisca de este grupo constituye las rocas del yacimiento y exhibe una porosidad del 20-25% y una permeabilidad de 5000-7000 milidarcies. [14] Este grupo ha sido objeto de mucha investigación debido a sus implicaciones en los hidrocarburos. Esto ha permitido a los investigadores reconstruir paleoshorelines y direcciones de paleoflow . [1] Se registran múltiples transgresiones y regresiones en las rocas desde el Paleoceno superior hasta el Eoceno. [1] En toda el área, las areniscas circundantes presentan una gran cantidad de cemento de dolomita presente, lo que disminuye drásticamente la porosidad (puede representar hasta un 30% del volumen total de roca). La disolución de este cemento en areniscas que contienen hidrocarburos no ha sido completamente comprendida por los investigadores. [1] La pequeña cantidad de investigación realizada sobre este fenómeno ha apuntado al emplazamiento de hidrocarburos como la razón de la disolución. Esto se debe únicamente a la falta de evidencia de otras causas comunes de disolución de la dolomita.
Grupo Seaspray
El Grupo Seaspray se encuentra disconforme por encima del Grupo Latrobe, y fue depositado en el Oligoceno al Mioceno . Este grupo constituye la mayor parte de los sellos de la región debido a la disconformidad con el Grupo de Latrobe, así como la baja permeabilidad de los tipos de roca, que incluyen pizarras, margas , calizas , calizas arcillosas , limolitas y areniscas. [1] Los entornos de depósito típicos de estos tipos de rocas son los entornos marinos de baja energía .
Geología del petróleo
Rocas de origen
La mayoría de las rocas generadoras son carbones y lutitas carbonosas que se originan en el grupo Latrobe . [1] [8] La formación de hidrocarburos se debe al alto flujo de calor y al hundimiento que se produjo entre el Cretácico tardío y el Paleoceno temprano . [1] Las lutitas del Grupo Latrobe muestran valores de carbono orgánico total (COT) de 1-3% en peso. [1]
Rocas del reservorio
![](http://wikiimg.tojsiabtv.com/wikipedia/commons/c/c1/USGS_1.png)
Las rocas del yacimiento en este campo son principalmente areniscas del Grupo Latrobe. [1] La porosidad secundaria representa la mayor parte de la porosidad y, por lo tanto, su capacidad para contener hidrocarburos . [1] La razón de esto se debe a la gran cantidad de cemento de dolomita que llenó los poros y luego fue disuelto por los hidrocarburos que migraron hacia los poros. [1] La porosidad de las areniscas es del 20-25% y la permeabilidad es de 5000-7000 md. [14]
focas
Las focas de esta región son principalmente margas , calizas y areniscas del Seaspray Group. [1] Estos tipos de rocas se benefician al depositarse en la discordancia Latrobe . [1] Esta discordancia se debe a la erosión de los anticlinales que se formaron en el grupo Latrobe, y luego el grupo Seaspray se depositó sobre esta superficie erosiva. [1]
Trampas
Las trampas en este campo petrolífero son principalmente del Eoceno tardío al Mioceno medio. [1] Las trampas se formaron debido a un pequeño evento de compresión asociado con la apertura del Mar de Tasmania. Es por esto que los anticlinales , junto con las fallas, son el mecanismo de captura predominante en toda la cuenca. [1] El campo de halibut está ubicado directamente sobre un anticlinal, que sirve como trampa.
Migración
La migración de los hidrocarburos es principalmente vertical. La migración de petróleo ocurre desde profundidades de 4-5 km, mientras que la migración de gas ocurre desde profundidades de 5-6 km. [1]
Producción
El campo fue descubierto en 1967 y ha estado produciendo petróleo y gas desde 1970. [14] La profundidad del agua es de 73 my hay 14 pozos productores. [14] El contacto entre petróleo y agua se encuentra aproximadamente a 2399 m de profundidad. [14] La porosidad es del 22% y la permeabilidad es de 5000-7000 milidarcy . [14] La gravedad del aceite es 43,3 y es parafínica . [14] Desde 1970-2008 se produjeron aproximadamente 840,000,000 de barriles de petróleo o aproximadamente $ 105,000,000,000,000 (calculado con un precio de $ 125.00 por barril). [15] El campo está siendo producido por Esso Australia , que es una subsidiaria de Exxon . [15] La cuenca de Gippsland en su conjunto fue la cuenca de producción de petróleo más grande de Australia desde mediados de la década de 1960 cuando fue descubierta hasta 1996 cuando la plataforma noroeste la superó. [1] La cuenca fue integral en Australia convirtiéndose en un país productor de petróleo autosuficiente. [1]
Referencias
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