Boliwarskie pola przybrzeżne

Kompleks przybrzeżny Bolivar
Rimini in Italy (outside the map)
Rimini in Italy (outside the map)
Kraj Wenezuela
Region Bolivara
Lokalizacja Jezioro Maracaibo
Na morzu/na lądzie Na lądzie na morzu
Współrzędne 9.385971, -71.800428
Operator PDVSA
Historia pola
Odkrycie 1914
Początek rozwoju 1917
Rozpoczęcie produkcji 1922
Produkcja
Bieżąca produkcja ropy 2 600 000 baryłek dziennie (~ 1,3 × 10 ^ 8 t / rok)
Szacowany olej na miejscu 44 000 milionów baryłek (~ 6,0 × 10 ^ 9 t)
Olej nadający się do odzysku 3 032 000 milionów baryłek (~ 4,136 × 10 ^ 11 t)
Tworzenie formacji La Luna Colón

Bolivar Coastal Fields (BCF), znany również jako Bolivar Coastal Complex, znajduje się na wschodnim brzegu jeziora Maracaibo w Wenezueli . Bolivar Coastal Field to największe pole naftowe w Ameryce Południowej , z 6000-7000 studni i lasem powiązanych wież wiertniczych, rozciąga się trzydzieści pięć mil wzdłuż północno-wschodniego wybrzeża jeziora Maracaibo. Tworzą największe pole naftowe poza Bliskim Wschodem i zawierają głównie ciężką ropę o grawitacji poniżej 22 stopni API . Znane również jako Eastern Coast Fields , Bolivar Coastal Oil Field składa się z Tía Juana, Lagunillas, Bachaquero, Ceuta, Motatán, Barua i Ambrosio. Pole Bolivar Coast leży w suchych lasów Maracaibo , który został poważnie zniszczony przez rolnictwo i hodowlę, a także eksploatację ropy naftowej. Pole naftowe nadal odgrywa ważną rolę w produkcji z kraju z około 2,6 miliona baryłek ropy dziennie. Należy zauważyć, że przemysł naftowy i gazowy odnosi się do Bolivar Coastal Complex jako pojedynczego pola naftowego, pomimo faktu, że pole naftowe składa się z wielu podobszarów, jak wspomniano powyżej.

Bolivar Coastal Complex jest w całości własnością i jest zarządzana przez Petróleos de Venezuela, SA (PDVSA) ( wymowa hiszpańska: [peðeˈβesa] ; angielski: Petroleum of Venezuela ), wenezuelska państwowa firma naftowa i gazowa . Prowadzi działalność w zakresie poszukiwania, produkcji, rafinacji i eksportu ropy naftowej, a także poszukiwania i produkcji gazu ziemnego . Od momentu powstania 1 stycznia 1976 r. wraz z nacjonalizacją przemysłu naftowego w Wenezueli, PDVSA zdominowała przemysł naftowy Wenezueli, piątego co do wielkości eksportera ropy na świecie . Według listy pól naftowych Bolivar Coastal Field zajmuje 5. miejsce na świecie pod względem możliwej do wydobycia ropy naftowej, przeszłości i przyszłości, na poziomie 30-32 miliardów baryłek. Część pola naftowego została już całkowicie wyczerpana.

Obraz głównej Jednostki Oceny Maracaibo

Historia

Duże wycieki ropy wokół jeziora Maracaibo zauważyli w XVI wieku Hiszpanie, którzy używali smoły do ​​uszczelniania statków i leczenia problemów skórnych zwierząt. Firma General Asphalt Company z siedzibą w USA przeprowadziła pierwsze badania geologiczne na wschodnim brzegu jeziora Maracaibo, ale w 1912 r. sprzedała swoją koncesję Royal Dutch Shell. Innym ważnym znaleziskiem była studnia „Zumaque 1” z 1914 r. w rejonie Mene Grande, dorzecza Maracaibo , około 50 mil (80 km) na południowy wschód od Cabimas ( stan Zulia ). Produkcja szybko rosła i stała się najważniejszą własnością produkcyjną Shell na całym świecie. Edwarda Doheny'ego podjęła następnie niezwykły krok i uzyskała koncesje na samym jeziorze. Koncesje te zostały zakupione przez Indiana Standard (obecnie Amoco) w 1925 r., ale rozwój był minimalny, dopóki nie zostały sprzedane firmie Standard Oil z New Jersey (obecnie Exxon ) w 1931 r. Rozwój w jeziorze Maracaibo przebiegał szybko po zakończeniu II wojny światowej i stało się to najważniejszą własnością produkcyjną Exxon na całym świecie w latach pięćdziesiątych i sześćdziesiątych XX wieku.

Nacjonalizm odegrał wówczas rolę w przemyśle naftowym; po 1958 r. nie zaoferowano żadnych nowych koncesji poszukiwawczych, a przemysł został znacjonalizowany pod koniec 1975 r. Znacjonalizowany podmiot, Petroleos de Venezuela SA , jest obecnie jedną z największych zintegrowanych firm naftowych na świecie.

Przyznanie bloków reaktywacji pól brzeżnych firmom Occidental i Shell w 1994 r. zapoczątkowało nową fazę międzynarodowego udziału w dorzeczu Maracaibo. Kolejny blok został następnie przyznany konsorcjum Tecpetrol, Nomeco i Wascana, a Chevron zgodził się zasadniczo z Maraven, spółką zależną Petroleos de Venezuela , na przedsięwzięcie, które obejmowałoby gigantyczne pole naftowe Boscan i dział asfaltu Chevron w US Dwa bloki w basenie mają być oferowane w rundzie poszukiwawczej 1995.

Podsumowując, pola naftowe basenu Maracaibo odegrały główną rolę w rozwoju trzech największych światowych koncernów naftowych; grupa Royal Dutch/Shell, Exxon i Petroleos de Venezuela. Nastąpił tam bardzo wczesny rozwój technologii produkcji morskiej i zatłaczania pary.

Sir Henri Deterding opisał kiedyś zakup przez Shell nieruchomości General Asphalt wokół jeziora Maracaibo jako swoją najlepszą transakcję biznesową. To mocna wypowiedź osoby, której transakcje biznesowe obejmowały fuzję Royal Dutch Petroleum z Shell Transport and Trading.

Wstęp

Zdjęcie satelitarne przedstawiające położenie geograficzne basenu Maracaibo

Region Zatoki Karaibskiej zawiera obecnie 5% całkowitych możliwych do wydobycia zasobów węglowodorów na Ziemi (Horn, 2003). Wenezuela posiada największe zasoby węglowodorów ze wszystkich regionów węglowodorowych na półkuli zachodniej, z potwierdzonymi zasobami ropy naftowej wynoszącymi około 70 miliardów baryłek ropy i potwierdzonymi zasobami gazu wynoszącymi 147 bilionów metrów sześciennych (US Geological Survey, 2000; Audemard i Serrano, 2001). Te szacunkowe rezerwy nie obejmują ogromnych, niekonwencjonalnych rezerw ciężkiego pasa ropy naftowej Orinoko, gdzie znajduje się około 1200 miliardów baryłek ciężkiej i bardzo ciężkiej ropy (Fiorillo, 1987; US Geological Survey, 2000). Aktywne ustawienie tektoniczne ropy naftowej w Wenezueli jest złożone. Kilka pasów tektonicznych, które obejmują baseny łuku wulkanicznego, łuku przedniego i łuku tylnego, znajduje się u wybrzeży Wenezueli. Rozległy się wzór pchnięć z zachodu na wschód i uskoków bocznych ramp oraz basenów na przedpolu lądu (Babb i Mann, 1999; Mann, 1999) powstały w wyniku diachronicznej ukośnej konwergencji między karaibskimi terranami łukowymi a południowoamerykańskim marginesem kontynentalnym z późnej kredy (zachodnia obszar Kolumbii) do chwili obecnej (wschodni obszar Trynidadu). To idealne połączenie wydarzeń tektonicznych i stratygraficznych zaowocowało jednym z najbardziej płodnych systemów naftowych na świecie.

Geologia

Osadzanie się skał związanych z ryftami w późnej jurze zapoczątkowało sedymentacyjną historię geologiczną basenu Maracaibo w strukturalnych niżach lub pół rowach kontrolowanych przez liniowe uskoki normalne uderzające z północy na północny wschód. W okresie wczesnej kredy – paleocenu na obszarze dzisiejszego basenu Maracaibo rozwinęła się mieszana platforma klastyczno - węglanowa . Osiadanie termiczne i spoczynek tektoniczny pasywnego brzegu doprowadziły do ​​akumulacji osadów i braku deformacji basenu w tym okresie. Nieliczne struktury obecne w dorzeczu Maracaibo w okresie kredowym powstały w wyniku wypiętrzenia tektonicznego zachodnich i środkowych Kordylierów Kolumbii . To wypiętrzenie jest odpowiedzialne za wzrost osiadania pod koniec kredy , który spowodował osadzanie się grubych łupków morskich formacji okrężnicy w mastrychcie . W późnym turonie – kampanie formacja La Luna została zdeponowana na zboczu szelfu w warunkach beztlenowych . Formacja La Luna stała się główną skałą źródłową północno-zachodniej Ameryki Południowej.

W późnym paleocenie i wczesnym do środkowego eocenu płyta karaibska i północno-zachodnie obrzeża Ameryki Południowej wytworzyły złożony klin przedgórza wypełniony osadami klastycznymi w północno-wschodniej części basenu Maracaibo . Basen przedgórza charakteryzował się klinem eoceńskim o grubości około 5 km (3,1 mil) sedymentacji rzeczno-delticznej ( formacja Misoa ), w którym skoncentrowane są najbardziej obfite złoża węglowodorów w basenie Maracaibo. Sedymentacja rzeczna i płytkomorska trwała w południowych i południowo-zachodnich obszarach basenu Maracaibo. Niezgodność eoceńska reprezentuje główne uszczelnienie nad zbiornikami eoceńskimi , ale jest lokalnie przerywane przez uskoki , umożliwiające wznoszenie się węglowodorów do zbiorników mioceńskich na krawędziach basenów.

Systemy naftowe

Poniższy rysunek przedstawia złoża węglowodorów w dorzeczu Maracaibo. Większość eoceńskich skał zbiornikowych jest przestrzennie wyrównana z uderzającymi z północy na południe uskokami Icotea i Pueblo Viejo , podczas gdy większość mioceńskich skał zbiornikowych jest skupiona wzdłuż wschodniego i północno-wschodniego brzegu dzisiejszego jeziora Maracaibo.

Dziewięćdziesiąt cztery procent zbiorników węglowodorów w Basenie Maracaibo znajduje się w eoceńsko - mioceńskich skałach klastycznych (Talukdar i Marcano, 1994). Tylko 6% zbiorników znajduje się w obrębie kredowo - paleoceńskich skał węglanowych i podłoża.

Rysunek po prawej stronie przedstawia interpretowaną linię sejsmiczną wschód-zachód i północ-południe w centralnym basenie Maracaibo, podsumowując główne elementy systemu naftowego Maracaibo od kredowej skały macierzystej do zbiorników eocenu i miocenu. Dwie zinterpretowane linie sejsmiczne pokazują północno-wschodnie pogrubienie klina klastycznego eocenu, południowo-zachodnie pogrubienie klina klastycznego miocenu i holocenu oraz główne kontrole strukturalne i stratygraficzne basenu odziedziczone po rodzinie uskoków uderzających z północy na północny wschód.

Skały źródłowe

Skały źródłowe węglowodorów w basenie Maracaibo to morskie skały węglanowe z górnej kredy (łupki wapienne i wapienie ilaste), które tworzą formację La Luna z epoki cenomanu - kampanu . Wcześniejsze badania geochemiczne wykazały, że formacja La Luna jest źródłem 98% całkowitych zasobów ropy naftowej znajdujących się w basenie Maracaibo. Dodatkowe 2% całkowitej rezerwy ropy pochodziło z niemorskich węgli i łupków paleoceńskiej formacji Orocue, które znajdują się w południowo-zachodniej części basenu. Gonzalez de Juana i in. (1980) zasugerowali, że ziemskie skały źródłowe z eocenu i miocenu, obecnie głęboko zakopane w południowej części basenu, mogą pełnić rolę dodatkowej skały macierzystej w stosunku do formacji La Luna. Analiza geochemiczna trzeciorzędowych skał osadowych wskazuje na brak znaczącego potencjału węglowodorowego łupków eoceńskich i mioceńskich, nie ma też żadnych dowodów na obecność olejów skorelowanych z tego typu skałami źródłowymi.

Santońska zmiana środowiska depozycji na bardziej natlenione i chłodniejsze wody w formacji La Luna (członek Tres Esquinas) sugeruje nadejście aktywności tektonicznej (Erlich i in., 2000; Bralower i Lorente; 2003; Parra i in., 2003; Zapata i in., 2003). Późnokredowa aktywność tektoniczna była prawdopodobnie związana z reaktywacją uskoków pod basenem lub regionalną konwergencją płyt w zachodniej Kolumbii, co spowodowało gwałtowne zmiany w paleotopografii i paleoklimacie oraz zakończyło warunki biernego marginesu. Wzrost upwellingu i większe natlenienie wód szelfowych północnej Ameryki Południowej może być związane z (1) migracją płyty południowoamerykańskiej w kierunku międzyzwrotnikowej strefy konwergencji kredy (Villamil i in., 1999); (2) wzrost spływu słodkiej wody wytwarzany przez wyłaniającą się środkową Kordylierę Kolumbii (Erlich i in. , 2003); oraz (3) ustanowienie cykli mokro-suchy i zanurzenie paleobatymetrycznych barier dla cyrkulacji oceanicznej (Erlich i in., 2003).

Skały źródłowe La Luna i charakterystyka węglowodorów

Formacja La Luna jest najbardziej widoczną formacją w basenie Maracaibo i jest źródłem skał dla większości Bolivar Coastal Field. Uważa się, że jest to wielka skała źródłowa podatna na ropę . Na rysunku po prawej stronie pokazano procentowy rozkład węglowodorów generowanych przez skały źródłowe formacji La Luna.

Porównanie właściwości chromatografii gazowej i biomarkerów olejów i ekstraktów skał źródłowych La Luna pokazuje, że formacja La Luna jest skałą źródłową dla ponad 98% akumulacji ropy w basenie Maracaibo. Skały źródłowe La Luna zawierają podatny na olej kerogen typu II i są bogate w wodór , przy czym większość materii organicznej pochodzi z alg i bakterii (Perez-Infante i in., 1996). Średni pierwotny całkowity węgiel organiczny (TOC) skał źródłowych La Luna w basenie Maracaibo wynosi 5,6%. Maksymalne wartości TOC lokalnie sięgają nawet 16,7%. W południowo-zachodniej części basenu średni TOC wynosi 4,3%. W Sierra de Perijá wartości TOC wahają się od 3,7 do 5,7%. W Merida Andes wartości TOC wahają się między 1,7 a 2%. Na rysunku po prawej stronie pokazano procentowy rozkład węglowodorów generowanych przez skały źródłowe formacji La Luna. Porównanie chromatografii gazowej i biomarkerów olejów i ekstraktów skał źródłowych La Luna pokazuje, że formacja La Luna jest skałą źródłową dla ponad 98% akumulacji ropy w basenie Maracaibo.

Skały zbiornikowe

Są to różnorodne skały zbiornikowe w całym basenie Maracaibo, od skał metamorficznych po płytkie, nieskonsolidowane skały mioceńskie. Według Hardinga i Tuminasa pułapki strukturalne są kontrolowane przez różne cechy, w tym normalne uskoki, odwrócone uskoki na wygiętej płycie kontynentalnej . Pułapki stratygraficzne znajdują się w heterogenicznych , mieszanych fluwialnych i zdominowanych przez pływy systemach deltowych, definiujących cykle regresywno-transgresyjne na eoceńskim szelfie Maracaibo i przybrzeżnych do fluwialnych mioceńskich skał piaskowcowych (Guzmn i Fisher, 2006). Główne facje zbiornikowe to ułożone w stosy kanały dystrybucyjne i bary pływowe (Maguregui, 1990; Ambrose i in., 1995; Escalona, ​​2003). Zbiorniki węglowodorów można podzielić na trzy główne typy:

  • Zbiorniki subeoceńskie
  • Zbiorniki eoceńskie
    • Najbardziej płodny
    • Pułapki strukturalne związane z antyklinami (np. uskoki Icotea i Pueblo)
    • Niezgodność eocenu tworzy pułapki w rzecznym piaskowcu deltowym
  • Zbiorniki mioceńskie
    • Drugi najbardziej płodny
    • Fluwialne mioceńskie facje piaskowcowe położone w antyklinach
    • Kliny stratygraficzne pod niezgodnością eocenu (tj. uskok Burro Negro)
    • Ropa wydostała się na powierzchnię i utworzyła wycieki , które zarysowują krawędzie basenu Maracaibo, gdzie nie było żadnych pułapek strukturalnych ani stratygraficznych

Migracja i pułapki

Geolodzy naftowi podsumowują ewolucję systemu naftowego basenu Maracaibo w czterech fazach. Sąsiednie zdjęcie pokazuje cztery główne fazy tektoniczne kontrolujące system naftowy basenu Maracaibo.

Faza platformy węglanowej

Podczas tej fazy, od późnej kredy do paleocenu, skała źródłowa formacji La Luna została osadzana na płytkim, pasywnym środowisku od półki do zbocza. Jego grubość waha się od 40 do 150 m (130 do 490 stóp). Wahania grubości węglanów były kontrolowane przez niewielką rzeźbę podłoża leżących poniżej struktur przedkredowych, takich jak łuk Meridy.

Faza przedpola

We wczesnym eocenie ukośne zderzenie między płytami karaibskimi i południowoamerykańskimi utworzyło asymetryczny klin fluwialno-deltaicznych skał eocenu, które zostały zdeponowane w basenie przedgórskim ( Lugo i Mann, 1995; Escalona i Mann, 2006a). Skały źródłowe z kredy zostały zakopane na głębokość 5 km (3,1 mil) w północno-północno-wschodniej części basenu Maracaibo i dotarły do ​​okna naftowego. Rozsuwany basen kontrolowany przez reaktywowane jurajskie uskoki uderzające w północny-północny wschód utworzone w centralnym basenie Maracaibo (dorzecze Icotea; Escalona i Mann, 2003b). Uskoki typu Strike-slip zapewniły pionowe ścieżki migracji węglowodorów z kredowych skał macierzystych (formacja La Luna) do eoceńskich piasków zbiornikowych.

Izostatyczna faza odbicia

Od późnego eocenu do oligocenu większość basenu Maracaibo była odsłonięta pod powietrzem i erodowana przez odbicie izostatyczne , które nastąpiło po zakończeniu fazy basenu przedgórza konwergencji . Ten okres odbicia i erozji trwał około 20 mln lat w centralnych częściach basenu i charakteryzuje się utratą węglowodorów na powierzchnię (Talukdar i Marcano, 1994). Ponadto biodegradacja olejów nastąpiła w wyniku inwazji wód meteorytowych do płytko zakopanych zbiorników eoceńskich.

Podsumowanie czterech głównych faz tektonicznych kontrolujących system naftowy basenu Maracaibo: (A) faza platformy węglanowej; (B) faza basenu przedpola; (C) izostatyczna faza odbicia; oraz (D) faza synkliny Maracaibo.

Faza synchronizacji Maracaibo

W okresie od miocenu do holocenu jego faza rozwoju basenu charakteryzowała się wypiętrzeniem Sierra de Perija i Merida Andes , utworzeniem synkliny Maracaibo o kierunku północ-południe oraz wczesnomioceńską inwersją struktur eocenu w centralnej części basen. W przeciwieństwie do eocenu , depocentrum neogenu znajdowało się w południowym basenie Maracaibo, gdzie facje kontynentalne rozciągają się na wschód-północny wschód, tworząc główne pułapki stratygraficzne .

Przyszły

Złożone wzajemne oddziaływanie deformacji, pochówku i sedymentacji w basenie Maracaibo w okresie kredowym sprawiło, że basen ten stał się jednym z najbardziej wydajnych i płodnych systemów naftowych na Ziemi. Osadzanie i dystrybucja idealnych skał źródłowych i zbiornikowych były stratygraficznie i strukturalnie kontrolowane przez liczne zdarzenia tektoniczne, które doprowadziły do ​​​​generowania, migracji i akumulacji węglowodorów. Basen Maracaibo ma obiecujący potencjał odkrycia węglowodorów w większości nieodwierconych głębszych strukturalnych i stratygraficznych pułapek basenu środkowego i wschodniego (np. zlewnie Icotea i Pueblo Viejo). Przewiduje się, że z tych obszarów będzie wydobywanych ponad 14 miliardów baryłek ropy średniej i lekkiej z ostatecznych rezerw możliwych do wydobycia (US Geological Survey, 2000). Dorzecze Maracaibo ma długą historię jako główny basen produkujący ropę naftową, ale wiele obszarów pozostaje słabo zbadanych. Duży potencjał poszukiwawczy w połączeniu z ogromną ilością pozostałej ropy w znanych zbiornikach gwarantuje, że basen Maracaibo będzie miał długą przyszłość jako główny basen wydobywczy ropy.

Zobacz też

Linki zewnętrzne

  1. Bibliografia _ Colin Barker i Parke A. Dickey (luty 1983). „Geologia i geochemia ropy naftowej, pola przybrzeżne Bolivar, Wenezuela” . Biuletyn AAPG . 67 (2): 242–270. doi : 10.1306/03b5acf5-16d1-11d7-8645000102c1865d .
  2. ^   Bockmeulen, Harry; Barker, Colin; Dickey, Parke A. (1983-02-01). „Geologia i geochemia ropy naftowej, pola przybrzeżne Bolivar, Wenezuela” . Biuletyn AAPG . 67 (2). ISSN 0149-1423 .
  3. ^ Locklin, Claudia, Ameryka Południowa: północno-zachodni róg Wenezueli (NT0222) , WWF: World Wildlife Fund , pobrane 2017-04-24
  4. ^ „Ameryka Południowa: północno-zachodni róg Wenezueli | Ekoregiony | WWF” . Światowy Fundusz na rzecz Dzikiej Przyrody . Źródło 2017-11-28 .
  5. ^ „Lista: wyłączanie pól naftowych” . sierpień 2006.
  6. ^ The Royal Dutch Shell Group of Companies w Wenezueli, 1913-1922 zarchiwizowane 13.10.2006 w Wayback Machine
  7. ^ „Grupa spółek Royal Dutch Shell w Wenezueli, 1913-1922” (PDF) . Zarchiwizowane od oryginału (PDF) w dniu 13.10.2006 . Źródło 2018-01-09 .
  8. ^ es: Municipio Baralt (Zulia, Wenezuela) (hiszpański)
  9. ^ b Stauffer , Karl (5 czerwca 1995). „WSPÓŁCZESNE SPOJRZENIE NA GEOLOGIĘ ROPY NAFTOWEJ ZASILANIA MARACAIBO, WENEZUELA” . www.ogj.com . Źródło 2017-11-28 .
  10. ^ a b c d e f g hi j Escalona ,   ​​Alejandro; Mann, Paweł (2006). „Przegląd systemu naftowego basenu Maracaibo” . Biuletyn AAPG . 90 (4): 657–678. doi : 10.1306/10140505038 . ISSN 0149-1423 .
  11. ^ „Lista: wyłączanie pól naftowych” . Polityka zagraniczna . Źródło 2017-11-29 .


Pobrano z „ https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Bolivar_Coastal_Fields&oldid=1135300713 ”