Нефтяное месторождение палтуса - Halibut Oil Field - Wikipedia

Поле Палтуса
Нефтяное месторождение палтуса находится в Австралии.
Нефтяное месторождение палтуса
Нефтяное месторождение палтуса находится в Виктории.
Нефтяное месторождение палтуса
Расположение поля палтуса
СтранаАвстралия
Область, крайЮго-Восточная Австралия
Место расположенияБассейн Гиппсленд
Оффшор / оншорОфшор
Координаты38 ° 23′56 ″ ю.ш. 148 ° 18′59 ″ в.д. / 38.39889 ° ю.ш. 148.31639 ° в. / -38.39889; 148.31639
ОператорЭссо Австралия
ПартнерыExxon
История поля
Открытие1967
Начало разработки1967
Начало производства1970

Поле палтуса - это нефтяное месторождение, в пределах Бассейн Гиппсленд.[1] Нефтяное месторождение расположено примерно в 64 км от берега юго-востока. Австралия.[2] Общая площадь месторождения 26,9 км2.2 и состоит из 10 отображаемых единицы.[2]

Геологическая история

Во время позднего Юрский между ними образуется рифтовый комплекс. Австралийская тарелка /Тасманский складчатый пояс, а Антарктическая плита.[3][4][5] Этот рифтинг продолжается через ранний меловой период, а в средний мел, начинает помогать в отделении Гондвана (Это то, что сейчас на юге Австралии).[3] В это же время к западу от Тасмания,[3] и отделение Австралийской плиты от Новая Зеландия, Антарктическая плита и плато Кэмпбелл.[6] Во время позднего Меловой, в этом регионе происходит большее расширение, что создает син-рифтовые желоба.[1][6] Это расширение образует центральную депрессию, которая является неотъемлемой частью нефтяной системы, и является местом расположения почти всех нефтегазовых месторождений в бассейне Гиппсленд. Также во время поздний меловой период, вулканизм произошло из-за рифтинга Тасманова моря. От эоцен к середине Миоцен начинается тектонический период сжатия, который образует серию антиклинали, а также почти все структурные особенности присутствует сегодня.[1][7][8][9]

Стратиграфия

Strzelecki Group

В Strzelecki Group это геологическая группа присутствует в районе Поля Палтуса. Группа отложилась в основном в раннем меловом периоде.[1] Он в основном состоит из континентальных и озерный обломки.[1] Литология преимущественно неморская. Greywackes, и аргиллиты, с небольшими слоями песчаник, конгломерат, угли, и вулканокласты.[1] Среды осадконакопления К этой группе относятся озера, болота и поймы. Эта группа является экономической основой месторождения Палтуса, что означает, что она является стратиграфически самой низкой группой по потенциалу добычи углеводородов.[1] Это известно из-за захоронения 8 км и более в прибрежной части бассейна, что помещает группу в перезрелый классифицировать.[1] В настоящее время проводятся исследования потенциальных запасов углеводородов в прибрежной части бассейна Гиппсленд.

Голден Бич Групп

В Голден Бич Групп лежит несогласно над группой Стшелецкого и отложился в конце мелового периода. Литология этой группы сланец, и песчаник.[1] Помимо этих основных литологических групп, существуют также вулканические потоки андезитовый -базальтовый состав присутствует.[10] Среды осадконакопления, представленные этой группой, представлены глубоководными озерами и поймами.[1][11][12] Сланцевая свита Киппер в этой группе представляет собой озерный сланец мощностью 10000 м. Хотя из этого обычно получается хорошая нефтематеринская порода, считается, что окисление органического вещества ингибирует образование углеводородов.[1]

Latrobe Group

Стратиграфическая колонка поля палтуса, Австралия

В Latrobe Group стратиграфически находится выше группы Golden Beach и отложился в конце мелового периода до эоцен.[1] Эта группа является наиболее ценной для добычи углеводородов, так как составляет большую часть материнских пород и пород-коллекторов. Основные типы горных пород включают песчаник, алевролит, аргиллит, сланец, угли и вулканические породы.[1] Эти типы горных пород представляют собой среду осадконакопления аллювиальных, прибрежных и мелководных шельфовых пород.[1][13] Угли и сланцы этой группы являются основной нефтематеринской породой на этом месторождении и во всем бассейне.[1] Песчаник этой группы составляет породу-коллектор и имеет пористость 20-25% и проницаемость 5000-7000 миллидарси.[14] Эта группа подверглась большим исследованиям из-за ее углеводородных последствий. Это позволило исследователям реконструировать палеобережные линии, и палеопоток направления.[1] Несколько проступки и регрессии отмечены в породах от верхнего палеоцена до эоцена.[1] По всей территории окружающие песчаники содержат большое количество доломит присутствует цемент, который резко снижает пористость (может составлять до 30% от общего объема породы). Растворение этого цемента в песчаниках, содержащих углеводороды, исследователям не до конца изучено.[1] Небольшое количество исследований, проведенных по этому феномену, указывало на внедрение углеводородов как на причину растворения. Это происходит только из-за отсутствия доказательств других распространенных причин растворения доломита.

Seaspray Group

В Seaspray Group лежит несогласно над группой Латроб и депонировался в Олигоцен к Миоцен. Эта группа составляет большинство тюленей в регионе из-за несоответствия группе Латроба, а также низкого проницаемость типов горных пород, в том числе сланцев, мергель, известняки, известковый аргиллиты, алевролиты, песчаники.[1] Типичные среды осадконакопления этих типов пород следующие: низкоэнергетический морской среды.

Нефтяная геология

Материнские породы

Большинство нефтематеринских пород представляют собой угли и углистые сланцы, происходящие из Группа Латроб.[1][8] Образование углеводородов происходит из-за сильного теплового потока и проседания, которое произошло в позднем меловом периоде до раннего периода. Палеоцен.[1] Сланцы группы Latrobe показывают Общий органический углерод (ТОС) значения 1-3% мас.[1]

Коллекторские породы

Критический момент на поле палтуса, Австралия

Породы-коллекторы на этом месторождении в основном представлены песчаниками группы Латроб.[1] В вторичная пористость составляет большую часть пористости и, следовательно, его способность удерживать углеводороды.[1] Причина этого в большом количестве доломит цемент, который заполнял поры, а затем растворялся мигрирующими в поры углеводородами.[1] Пористость песчаников составляет 20-25%, а проницаемость - 5000-7000 мД.[14]

Уплотнения

Тюлени в этом регионе в основном мергель, известняк, и песчаник из Seaspray Group.[1] Этим типам горных пород способствует их отложение на Latrobe несоответствие.[1] Это несогласие происходит из-за эрозии антиклиналей, образовавшихся в группе Латроб, а затем отложений группы Seaspray на поверхности этой эрозионной поверхности.[1]

Ловушки

Ловушки на этом нефтяном месторождении в основном имеют возраст от позднего эоцена до среднего миоцена.[1] Ловушки образовались из-за небольшого сжатия, связанного с открытием Тасманова моря. Вот почему антиклинали наряду с разломами являются преобладающим механизмом улавливания по всему бассейну.[1] Поле палтуса расположено прямо на антиклинали, служащей ловушкой.

Миграция

Миграция углеводородов в основном вертикальная. Миграция нефти происходит с глубин 4–5 км, а миграция газа - с глубины 5–6 км.[1]

Производство

Месторождение было открыто в 1967 году, а добыча нефти и газа ведется с 1970 года.[14] Глубина воды 73 м, добывающих скважин 14.[14] Контакт нефть-вода находится примерно на глубине 2399 м.[14] В пористость составляет 22%, а проницаемость 5000-7000 миллидарси.[14] В плотность масла составляет 43,3 и составляет парафиновый.[14] С 1970 по 2008 год было добыто около 840 000 000 баррелей нефти, или примерно 105 000 000 000 000 долларов США (при цене 125 долларов США за баррель).[15] Поле производится Эссо Австралия, которая является дочерней компанией Exxon.[15] Бассейн Гиппсленд в целом был крупнейшим нефтедобывающим бассейном Австралии с середины 1960-х годов, когда он был открыт, до 1996 года, когда Северо-Западный шельф превзошел его.[1] Бассейн был неотъемлемой частью Австралии, став самодостаточной страной-производителем нефти.[1]

Рекомендации

  1. ^ а б c d е ж грамм час я j k л м п о п q р s т ты v ш Икс у z аа ab ac объявление ае аф аг Епископ, Микеле (2000). НЕФТЯНАЯ СИСТЕМА БАССЕЙНА ГИППСЛЕНД, АВСТРАЛИЯ. USGS.
  2. ^ а б Клифтон, Эдвин Х. Франклин, Билли Б. (1971-01-01). "Поле палтуса, Юго-Восточная Австралия". Бюллетень AAPG. 55 (8). Дои:10.1306 / 5d25ce4b-16c1-11d7-8645000102c1865d. ISSN  0149-1423.
  3. ^ а б c Рахманян В. Д., Мур П. С., Маддж В. Дж. И Спринг Д. Э., 1990, секвенциальная стратиграфия и среда обитания углеводородов, бассейн Гиппсленд, Австралия; in Brooks, J., ed., Classic Petroleum Provinces, Geological Society Special Publication No. 50, p 525-541.
  4. ^ Этеридж М. А., Брэнсон Дж. К. и Стюарт-Смит П. Г., 1987, Бассейны Басс, Гиппсленд и Отуэй, юго-восток Австралии: разветвленная рифтовая система, образованная континентальным расширением, в Бомонт, Кристофер и Танкард, Энтони Дж., Ред., Осадочные бассейны и бассейновые механизмы; Мемуар 12 Канадского общества геологов-нефтяников, Специальная публикация 5 Атлантического общества геологии, с. 147-162.
  5. ^ Фалви, Дэвид, А., и Маттер, Джон К., 1981, региональная тектоника плит и эволюция пассивных континентальных окраин Австралии; BMR Журнал австралийской геологии и геофизики, 6 (1), стр. 1-29.
  6. ^ а б Мехин К. и Бок М. П., 1998, Меловые нефтематеринские породы прибрежного бассейна Гиппсленд Виктория; Отчет Инициативы Виктории по минералам и нефти 54, 98 стр.
  7. ^ Мебберсон, А. Дж., 1989, Будущее разведки в бассейне Гиппсленд; Журнал APEA, т. 29, часть 1, стр. 430-439.
  8. ^ а б Мур, П. С., Бернс, Б. Дж., Эммет, Дж. К., и Гатри, Д. А., 1992, Комплексный источник, анализ созревания и миграции, бассейн Гиппсленд, Австралия; Журнал APEA, т. 32, часть 1, стр. 313-324.
  9. ^ Озимич, С., Николас, Э., Пейн, Л., и Вукович, В., 1987, Австралийские нефтяные скопления, бассейн Гиппсленд, Виктория, Департамент первичной промышленности и энергетики, Бюро минеральных ресурсов, геологии и геофизики, Канберра, 252 с.
  10. ^ Кларк, А. Б. С., Томас Б. М., 1988, Игра внутри Латроба: история болезни из блока Баскер / Манта (VIC / P19), бассейн Гиппсленд; Журнал APEA, т. 28, часть 1, с. 100-112.
  11. ^ Дафф, Б. А., Гроллман, Н. Г., Мейсон, Д. Дж., Кестьо, Дж. М., Ормерод, Д. С., и Лейс, П., 1991 г., Тектоностратиграфическая эволюция юго-восточной части бассейна Гиппсленд; Журнал APEA, т. 31, часть 1, стр. 116-130.
  12. ^ Партридж, Алан Д., 1996, Большие взломные озера Бассова пролива; Симпозиум бассейна реки Гиппсленд, Мельбурнский университет, аннотация, стр. 3-6.
  13. ^ Дуглас, Дж. Г., 1976, бассейн Гиппсленд; в Дуглас, Дж. Г., Абеле, К., Бенедек, С. Деттманн, М. Э., Кенли, П. Р. и Лоуренс, К. Р., Глава 7, Мезозой; в Дуглас, Дж. Г., и Фергюсон, Дж. А., редакторы, Геология Виктории, Геологическое общество Австралии, специальная публикация № 5, стр. 158-176.
  14. ^ а б c d е ж грамм Малек, Р; Мехин К., 1998 г. Нефтегазовые ресурсы Департамента природных ресурсов и окружающей среды штата Виктория, 1998 г.
  15. ^ а б «Следующая морская скважина Bazzard-1 на ORRI компании ACOR на VIC / P53 примыкает к гигантскому месторождению палтуса с добычей примерно 840 000 000 баррелей нефти и все еще добывает». www.businesswire.com. Получено 2016-10-23.