Pole naftowe halibuta
| Pole halibuta | |
|---|---|
   | |
| Kraj | Australia |
| Region | Południowo-wschodnia Australia |
| Lokalizacja | Kotlina Gippsland |
| Na morzu/na lądzie | na morzu |
| Współrzędne | |
| Operator | Esso Australia |
| Wzmacniacz | Exxon |
| Historia pola | |
| Odkrycie | 1967 |
| Początek rozwoju | 1967 |
| Rozpoczęcie produkcji | 1970 |
Halibut Field to pole naftowe w Gippsland Basin u wybrzeży australijskiego stanu Victoria . Pole naftowe znajduje się około 64 km od południowo-wschodniej Australii . Całkowita powierzchnia tego pola wynosi 26,9 km 2 i składa się z 10 jednostek, które można mapować .
Historia geologiczna
W późnej jurze tworzy się kompleks szczelin między płytą australijską / pasem fałdowym Tasmana a płytą antarktyczną . To pęknięcie trwa przez wczesną kredę , aw środkowej kredzie zaczyna pomagać w oddzieleniu Gondwany (w tym, co jest teraz południową Australią). W tym samym czasie na zachód od Tasmanii tworzy się skorupa oceaniczna i następuje oddzielenie płyty australijskiej od Nowej Zelandii , płyty antarktycznej i płaskowyżu Campbell. W czasie późn Kreda , w tym regionie występuje większa ekspansja, która tworzy koryta syn-rift . To rozszerzenie tworzy centralne zagłębienie, które jest integralną częścią systemu naftowego i jest lokalizacją prawie wszystkich pól naftowych / gazowych w basenie Gippsland. Również w późnej kredzie nastąpił wulkanizm z powodu ryftu Morza Tasmana. Od eocenu do środkowego miocenu rozpoczyna się kompresyjny okres tektoniczny, który tworzy serię antyklin , a także prawie wszystkie cechy strukturalne obecny dzisiaj.
Stratygrafia
Grupa Strzeleckiego
Grupa Strzeleckiego to grupa geologiczna obecna na terenie Pola Halibuta. Grupa została zdeponowana głównie we wczesnej kredzie. Składa się głównie z klastów kontynentalnych i jeziornych . Litologia składa się głównie z niemorskich szarogłazów i mułowców , z niewielkimi warstwami piaskowca , konglomeratu , węgli i wulkanoklastyków. Środowiska depozycyjne tej grupy obejmują jeziora, bagna i równiny zalewowe. Grupa ta stanowi ekonomiczne podłoże Halibuta, co oznacza, że jest stratygraficznie najniższą grupą pod względem potencjału produkcyjnego węglowodorów. Jest to znane ze względu na zakopanie 8 km lub więcej w przybrzeżnej części basenu, co umieszcza grupę w zakres przekwitnięty . Obecnie prowadzone są badania nad potencjalnymi rezerwami węglowodorów w lądowej części basenu Gippsland.
Grupa Złotej Plaży
Grupa Golden Beach leży niezgodnie nad grupą Strzeleckiego i została zdeponowana w późnej kredzie. Litologia tej grupy to łupki i piaskowce. Oprócz tych głównych grup litologicznych obecne są również przepływy wulkaniczne o składzie andezytowo - bazaltowym . Środowiska depozycyjne reprezentowane przez tę grupę to jeziora głębinowe i równiny zalewowe. Formacja Kipper Shale w tej grupie to łupek jeziorny o grubości 10000 m. Chociaż zazwyczaj stanowiłoby to dobrą skałę źródłową, uważa się, że utlenianie materii organicznej hamuje wytwarzanie węglowodorów.
Grupa Latrobe
Grupa Latrobe znajduje się stratygraficznie powyżej grupy Golden Beach i została zdeponowana w późnej kredzie do eocenu . Ta grupa jest najbardziej wartościowa dla produkcji węglowodorów, gdyż stanowi większość skał macierzystych i zbiornikowych. Główne typy skał to piaskowiec, mułowiec, mułowiec, łupek, węgle i skały wulkaniczne. Te typy skał są reprezentatywne dla aluwialnych, przybrzeżnych i płytkich szelfowych morskich środowisk depozycji. Węgle i łupki z tej grupy są głównymi skałami źródłowymi na tym polu iw całym basenie. Piaskowce z tej grupy tworzą skały zbiornikowe, wykazują porowatość 20-25% i przepuszczalność 5000-7000 milidarci. Ta grupa została poddana wielu badaniom ze względu na jej implikacje węglowodorowe. Umożliwiło to naukowcom rekonstrukcję paleoshorelines i paleoflow kierunki. W skałach od górnego paleocenu do eocenu notowane są wielokrotne transgresje i regresje . Na całym obszarze otaczające piaskowce wykazują dużą ilość dolomitu obecny cement, który drastycznie zmniejsza porowatość (może stanowić do 30% całkowitej objętości skały). Rozpuszczanie tego cementu w piaskowcach węglowodoronośnych nie zostało do końca poznane przez badaczy. Niewielka liczba badań przeprowadzonych nad tym zjawiskiem wskazała na osadzanie się węglowodorów jako przyczynę rozpuszczania. Wynika to wyłącznie z braku dowodów na inne powszechne przyczyny rozpuszczania dolomitu.
Grupa Seaspray
Grupa Seaspray leży niezgodnie z grupą Latrobe i została osadzona w oligocenie do miocenu . Grupa ta stanowi większość fok w regionie ze względu na niezgodność z grupą Latrobe, a także niską przepuszczalność typów skał, do których należą łupki, margle , wapienie , iłowce wapienne , mułowce i piaskowce. Typowe środowiska depozycji tych typów skał to niskoenergetyczne środowiska morskie.
Geologia ropy naftowej
Skały źródłowe
Większość skał macierzystych to węgle i łupki węglowe pochodzące z grupy Latrobe . Tworzenie się węglowodorów jest spowodowane dużym przepływem ciepła i osiadaniem, które miało miejsce od późnej kredy do wczesnego paleocenu . Łupki Grupy Latrobe wykazują całkowitego węgla organicznego (TOC) na poziomie 1-3% wag.
Skały zbiornikowe
Skały zbiornikowe na tym polu to przede wszystkim piaskowce z grupy Latrobe. Porowatość wtórna stanowi większość porowatości, a zatem jej zdolność do zatrzymywania węglowodorów . Powodem tego jest duża ilość dolomitowego , który wypełnił pory, a następnie został rozpuszczony przez migrujące do porów węglowodory. Porowatość piaskowców wynosi 20-25%, a przepuszczalność 5000-7000 md.
Uszczelki
Foki w tym regionie to głównie margiel , wapień i piaskowiec z grupy Seaspray. Te typy skał są wspomagane przez osadzanie się na niezgodności Latrobe . Ta niezgodność wynika z erozji antyklin utworzonych w grupie Latrobe, a następnie osadzania się grupy Seaspray na powierzchni tej erozyjnej.
Majdan
Pułapki na tym polu naftowym pochodzą głównie z późnego eocenu do środkowego miocenu. Pułapki powstały w wyniku niewielkiego zdarzenia kompresyjnego związanego z otwarciem Morza Tasmana. Dlatego antykliny wraz z uskokami są dominującym mechanizmem pułapkowania w całym basenie. Halibut Field znajduje się bezpośrednio na antyklinie, która pełni rolę pułapki.
Migracja
Migracja węglowodorów jest głównie pionowa. Migracja ropy występuje z głębokości 4–5 km, a migracja gazu z głębokości 5–6 km.
Produkcja
Złoże zostało odkryte w 1967 r., a od 1970 r. wydobywa ropę i gaz. Głębokość wody wynosi 73 m, a na terenie znajduje się 14 otworów eksploatacyjnych. Kontakt olejowo-wodny znajduje się na głębokości około 2399 m. Porowatość % , a przepuszczalność 5000-7000 millidarcy . Ciężar oleju wynosi 43,3 i jest parafinowy . W latach 1970-2008 wyprodukowano około 840 000 000 baryłek ropy, czyli około 105 000 000 000 000 USD (w przeliczeniu na 125,00 USD za baryłkę). Pole jest produkowane przez firmę Esso Australia , która jest spółką zależną firmy Exxon . Basen Gippsland jako całość był największym australijskim basenem produkującym ropę naftową od połowy lat 60. XX wieku, kiedy został odkryty, aż do 1996 r., Kiedy szelf północno-zachodni go przewyższył. Basen był integralną częścią Australii, stając się samowystarczalnym krajem produkującym ropę naftową.