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El campo Halibut es un yacimiento petrolífero , dentro de la cuenca de Gippsland en alta mar del estado australiano de Victoria . [1] El campo petrolífero 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 está compuesto por 10 unidades cartografiables . [2]
Historia geológica
Durante el Jurásico tardío , se forma un complejo de rift entre la placa australiana /cinturón plegado de Tasmania y la placa antártica . [3] [4] [5] Este rift continúa a lo largo del Cretácico temprano y, en el Cretácico medio , comienza a ayudar en la separación de Gondwana (en lo que ahora es el sur de Australia). [3] Durante este mismo tiempo, se crea 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 canales de 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 y gas en la cuenca de Gippsland. También durante el Cretácico tardío , se produjo vulcanismo debido al rifting del mar de Tasmania. Desde el Eoceno hasta el Mioceno medio , comienza un período tectónico compresivo, y se forman 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 del campo Halibut. El grupo se depositó principalmente a principios del Cretácico. [1] Está compuesto principalmente de clásticos continentales y lacustres . [1] La litología es predominantemente de grauvacas no marinas y lutitas , con capas menores de arenisca , conglomerado , carbón y volcanoclásticos. [1] Los entornos deposicionales 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 sabe debido al enterramiento de 8 km o más en la parte marina de la cuenca, lo que coloca al grupo en el rango sobremaduro . [1] Actualmente se están realizando investigaciones sobre posibles reservas de hidrocarburos en la parte terrestre de la cuenca de Gippsland.
Grupo Playa Dorada
El Grupo Golden Beach se encuentra discordantemente por encima del Grupo Strzelecki y se depositó a finales del Cretácico. La litología de este grupo es pizarra y arenisca. [1] Además de estos grupos litológicos principales, también hay flujos volcánicos de composición andesítica - basáltica . [10] Los entornos 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 pizarra lacustre de 10000 m de espesor. Aunque esto normalmente sería una buena roca madre, se cree que la oxidación de la materia orgánica inhibió la generación de hidrocarburos. [1]
Grupo Latrobe
El Grupo Latrobe está estratigráficamente por encima del Grupo Golden Beach, y fue depositado a finales del Cretácico 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 reservorio. Los principales tipos de rocas incluyen arenisca, limolita, lutita, pizarra, carbón y rocas volcánicas. [1] Estos tipos de rocas son representativos de ambientes deposicionales marinos aluviales, costeros y de plataforma poco profunda. [1] [13] Los carbones y las pizarras de este grupo son la principal roca generadora en este campo y en toda la cuenca. [1] La arenisca de este grupo constituye las rocas reservorio 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 hidrocarburos. Esto ha permitido a los investigadores reconstruir paleocostas y direcciones de paleoflujo . [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 muestran una gran cantidad de cemento de dolomita presente, lo que disminuye drásticamente la porosidad (puede representar hasta el 30% del volumen total de la 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 señalado el 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 dolomita.
Grupo Seaspray
El Grupo Seaspray se encuentra discordantemente por encima del Grupo Latrobe, y fue depositado entre el Oligoceno y el Mioceno . Este grupo constituye la mayoría de los sellos de la región debido a la discordancia con el Grupo Latrobe, así como a la baja permeabilidad de los tipos de roca, que incluyen lutitas, margas , calizas , arcillositas calcáreas , limolitas y areniscas. [1] Los entornos deposicionales típicos de estos tipos de roca son entornos marinos de baja energía.
Geología del petróleo
Rocas fuente
La mayoría de las rocas fuente son carbones y lutitas carbonosas originarias del grupo Latrobe . [1] [8] La formación de hidrocarburos se debe al alto flujo de calor y subsidencia que ocurrió desde finales del Cretácico hasta principios del Paleoceno . [1] Las lutitas del Grupo Latrobe muestran valores de Carbono Orgánico Total (COT) de 1-3% en peso. [1]
Rocas del reservorio
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 se disolvió 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
Los sellos en esta región son principalmente marga , caliza y arenisca del Grupo Seaspray. [1] Estos tipos de rocas se ven favorecidos por su depósito en la discordancia de Latrobe . [1] Esta discordancia se debe a la erosión de los anticlinales que se formaron en el grupo Latrobe y luego al depósito del grupo Seaspray sobre esta superficie erosiva. [1]
Trampas
Las trampas en este campo petrolífero son principalmente de finales del Eoceno al Mioceno medio. [1] Las trampas se formaron debido a un pequeño evento compresivo asociado con la apertura del Mar de Tasmania. Es por esto que los anticlinales , junto con las fallas, son el mecanismo de trampa predominante en toda la cuenca. [1] El campo 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 a profundidades de 4 a 5 km, mientras que la migración de gas ocurre a profundidades de 5 a 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 m y hay 14 pozos productores. [14] El contacto agua-petróleo se encuentra aproximadamente a 2399 m de profundidad. [14] La porosidad es del 22% y la permeabilidad es de 5000-7000 milidarcios . [14] La gravedad del petróleo es de 43,3 y es parafínico . [14] Entre 1970 y 2008 se produjeron aproximadamente 840 000 000 de barriles de petróleo o aproximadamente 105 000 000 000 de dólares (calculados con un precio de 125,00 dólares por barril). [15] El campo está siendo producido por ExxonMobil Australia , que es una subsidiaria de ExxonMobil . [15] La cuenca de Gippsland en su conjunto fue la mayor cuenca productora de petróleo de Australia desde mediados de los años 1960, cuando se descubrió, hasta 1996, cuando la Plataforma Noroeste la superó. [1] La cuenca fue fundamental para que Australia se convirtiera en un país productor de petróleo autosuficiente. [1]
Referencias
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- ^ ab Clifton, Edwin H. Franklin , Billy B. (1 de enero de 1971). "Campo de halibut, sudeste de Australia". Boletín AAPG . 55 (8). doi :10.1306/5d25ce4b-16c1-11d7-8645000102c1865d. ISSN 0149-1423.
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