¿Cuál es la historia de la producción de petróleo y gas en el Mar del Norte?
Demarcar con precisión las fronteras marítimas de los países costeros es la clave para el desarrollo ordenado del océano y sus recursos. Los países que rodean el Mar del Norte incluyen el Reino Unido, Noruega, Dinamarca, los Países Bajos, Alemania, Bélgica y Francia. La distancia marítima entre estos países suele ser inferior a 400 millas náuticas y las aguas del Mar del Norte deben dividirse entre ellos. Según la Convención de la Plataforma Continental de 1958, las fronteras entre países adyacentes se determinan principalmente basándose en el principio de equidistancia. A partir de 1964, los países a lo largo del Mar del Norte negociaron y firmaron una serie de acuerdos bilaterales. Las aguas del Mar del Norte son poco profundas y todo el fondo marino, excepto la depresión noruega, está formado por un marco continental con una profundidad de agua de no más de 200 metros. La depresión noruega es una franja de agua con una profundidad de 200 a 1.650 metros. Se encuentra en el borde de las costas sur y suroeste de Noruega, con una anchura media de 80 a 100 kilómetros. La mayor parte de la plataforma continental del Mar del Norte está ahora delimitada por una serie de acuerdos entre el Reino Unido y ciertos países del este, a saber, Noruega, Dinamarca y los Países Bajos. Estas tres demarcaciones fronterizas se lograron trazando la llamada "línea media". A los efectos actuales, estas líneas medianas pueden considerarse como los límites de la plataforma continental demarcados entre Estados "enfrentados". La frontera distribuye estos espacios de intervención por igual entre estos estados. Estas líneas se muestran en el mapa junto con una línea similar también trazada por acuerdo entre las zonas de la plataforma continental de Noruega y Dinamarca.
Tras una serie de negociaciones, el Reino Unido obtuvo la mayor parte de la plataforma continental del Mar del Norte. El Mar del Norte británico incluye tres cuencas sedimentarias importantes, con capas de petróleo y gas de entre 2.500 y 3.500 metros de espesor. La cuenca sur está al sur de los 54° de latitud norte. Se han descubierto más de 20 yacimientos de gas y los yacimientos de gas son areniscas del Pérmico. Esta cuenca se desarrolló por primera vez y actualmente es la principal zona de producción de gas natural del Reino Unido. Ubicado entre 55,5 ° y 58,8 ° de latitud norte, se han descubierto alrededor de 30 campos de petróleo y gas, entre los cuales Fortis Oilfield es uno de los tres principales campos petroleros del Mar del Norte y actualmente tiene la mayor producción. Las capas son arenisca Paleógena-Neógena y caliza Cretácica. La cuenca norte, también conocida como cuenca de las Shetland, se encuentra entre 59° y 61° de latitud norte. Las reservas de petróleo y gas son las más grandes del Mar del Norte. El principal yacimiento de petróleo es la arenisca jurásica, con un enorme potencial de desarrollo. Es un famoso campo petrolero en el norte. Las exploraciones han demostrado que en el Mar del Norte británico las reservas de petróleo ascienden a más de 3 mil millones de toneladas y más de 80 yacimientos petrolíferos han demostrado ser valiosos para la explotación. En 1964 y 1965, la República Federal de Alemania, los Países Bajos y Dinamarca demarcaron dos límites de plataforma continental en zonas costeras adyacentes, cada uno de 26 millas náuticas de largo, sobre una base equidistante. Más tarde, la República Federal de Alemania propuso la teoría del área en forma de abanico, insertando el área de la plataforma continental de Alemania entre las aguas de los Países Bajos y Dinamarca, y esforzándose por extender su plataforma continental hasta el centro del Mar del Norte, donde las reservas de petróleo y gas son considerables. Pronto, la República Federal de Alemania, Dinamarca y los Países Bajos mantuvieron nuevas negociaciones y en 1971 cancelaron el acuerdo de delimitación de la plataforma continental de 1966 entre Dinamarca y los Países Bajos y concluyeron los siguientes nuevos acuerdos: Alemania federal - Dinamarca, Alemania federal - Países Bajos, Alemania federal - Reino Unido, los cuatro acuerdos de delimitación de la plataforma continental entre Dinamarca y el Reino Unido y el protocolo que modifica el acuerdo de delimitación de la plataforma continental de 1965 firmado por el Reino Unido y los Países Bajos. Como resultado, Alemania ha obtenido una frontera más favorable. , y su área de plataforma continental se ha expandido hacia el área central del Mar del Norte. En general, se cree que hay Es más probable encontrar campos petroleros con valor de desarrollo comercial.
La exploración y el desarrollo de petróleo y gas del Mar del Norte comenzaron en la década de 1960. En 1963, Dinamarca emitió por primera vez las primeras licencias de exploración para abrir la plataforma continental del Mar del Norte. En 1964, Alemania también emitió sucesivamente licencias de exploración de petróleo y gas en sus aguas del Mar del Norte. En 1965, desarrolló por primera vez la perforación y descubrió un yacimiento de gas sin valor minero. Posteriormente, BP descubrió el primer yacimiento petrolífero comercial: Ekofisk, en el sur del Mar del Norte. En la década de 1970, con el rápido desarrollo de la industria de construcción de equipos de perforación costa afuera, las actividades de exploración en los yacimientos petrolíferos del Mar del Norte alcanzaron su clímax. Decenas de empresas han entrado en el Mar del Norte para realizar perforaciones de petróleo y gas. Desde 1970 se han realizado nuevos descubrimientos importantes. Especialmente desde 1975, ha sido el año con mayor tasa de éxito en la exploración de petróleo y gas de los últimos años en el Mar del Norte, con más de 20 yacimientos de petróleo y gas descubiertos en todo el mundo. A finales de 1982, las reservas recuperables confirmadas de petróleo en el Mar del Norte eran de aproximadamente 4.600 millones de toneladas, y las reservas recuperables potenciales se estimaban entre 6.600 y 10.000 millones de toneladas. Actualmente se han descubierto más de 100 yacimientos de petróleo y gas en el Mar del Norte.
Como cuenca petrolera marina emergente a gran escala, el Mar del Norte ha atraído durante mucho tiempo la atención de la industria petrolera mundial. Sin embargo, su historia de exploración y desarrollo petrolero es muy tortuosa y se puede resumir en las siguientes etapas.
1. Antes de 1959
Las actividades de exploración en tierras alrededor del Mar del Norte comenzaron en 1859, cuando se descubrió el campo petrolífero de Wieze cerca de Hannover, en el norte de Alemania. Mediante la exploración sistemática de domos de sal similares y anticlinales asociados, se descubrieron aproximadamente 70 campos petrolíferos, con una producción anual de petróleo de 3 millones de barriles (500.000 metros cúbicos), la mayoría de los cuales se produjeron en yacimientos del Cretácico Inferior y Jurásico. En 1910 se descubrió accidentalmente gas natural en un pozo cerca de Hamburgo. Posteriormente, en algunas zonas también se encontró una pequeña cantidad de gas natural en la dolomita pérmica de Zeichstein.
La exploración en Países Bajos comenzó en 1935, y el yacimiento petrolífero Schooncbcck del Cretácico Inferior fue descubierto en 1943. De 1948 a 1953 se descubrieron algunos pequeños yacimientos de gas en el noreste de los Países Bajos y en el oeste se llevó a cabo una pequeña producción de petróleo.
Las actividades de exploración británicas se remontan a 1938, cuando BP perforó en el anticlinal de Eskdalc y descubrió gas natural en las dolomitas de Zeichstein. En 1939, se llevaron a cabo más exploraciones en el anticlinal de Eakfing y se descubrió petróleo crudo ceroso con bajo contenido de azufre de valor comercial en las etapas de Namur y Westfalia. Los estudios de refracción sísmica en el área de Cowton descubrieron estructuras petroleras adicionales, lo que generó un total de petróleo en East Midlands. producción a 2.500 barriles (400 metros cúbicos) por día. El segundo clímax de la exploración fue de 1953 a 1961, cuando se descubrieron el campo petrolífero de Gainsborough y 10 pequeños campos petroleros.
2. Periodo 1959-1964
El descubrimiento del yacimiento de gas de Groningen, en Países Bajos, en 1959 potenció la intención de algunas compañías petroleras de explorar la zona marítima. En última instancia, estimulando la entrada de la industria en el Mar del Norte, las comparaciones geológicas regionales de datos de Groningen indican que los yacimientos de arenisca de gas del Pérmico probablemente se extienden desde debajo del Mar del Norte en los Países Bajos hasta el este de Gran Bretaña, y los datos geofísicos han demostrado que son consistentes con las masas terrestres de Alemania y En el mar también existen estructuras similares de cúpulas de sal. De 1962 a 1964, algunos grupos empresariales llevaron a cabo estudios sísmicos de reconocimiento en alta mar, junto con estudios aeromagnéticos, que por primera vez delinearon con precisión la estructura geológica del Mar del Norte. Al mismo tiempo, ya en 1961, desde el territorio holandés Oil and. Los campos de gas han dejado de perforarse en el mar y se han perforado un pequeño número de pozos de perforación en alta mar.
3. Período 1964-1970
Aunque el primer pozo perforado en aguas británicas en las tierras altas centrales del Mar del Norte no arrojó petróleo ni gas, en 1965 se produjo un similar al de Groninger Industrial. Se descubrió gas en el yacimiento del Pérmico Eritromiano, que es el campo de gas Lyman. Al mismo tiempo, los pozos secos perforados en aguas alemanas llevaron a la comprensión de que la distribución geográfica de este conjunto petrolero era limitada, es decir, la arenisca de Ebastian pasó hacia el norte a esquisto y evaporita. La perforación ha demostrado que las areniscas eritroides están cubiertas por un grueso conjunto de carbonatos de plataforma que se adelgazan hacia el norte en facies de cuenca.
En 1968, se entendió claramente que la perforación en estructuras dentro del cinturón de Shagan podría no tener éxito. Por ejemplo, el pozo 48/13-1 vio la arenisca más gruesa en ese momento, que estaba densamente cementada y tenía cientos de pies de capa portadora de gas. Sin embargo, perforaciones adicionales y estudios petrológicos detallados mostraron que algunas áreas del cinturón de dunas quedaron profundamente enterradas durante el Mesozoico, y el crecimiento de sílice secundaria e illita autigénica destruyó la porosidad de la arenisca. El retorno de esta zona de la cuenca se produjo durante el Cretácico tardío y el Paleógeno-Neógeno medio, lo que resultó en la formación de algunos máximos estructurales amplios. Se ha demostrado que otras tierras altas también están libres de gas, y la gama industrialmente valiosa de areniscas de Erybian se encuentra en la mitad sur de la cuenca del Pérmico meridional, formando un estrecho cinturón rocoso de este a oeste.
Se descubrió que las areniscas bentianas del Triásico con excelentes propiedades de yacimiento tienen un rango de distribución mucho más amplio. Además, se ven afectadas por la extensa influencia estructural de las capas de sal del Pérmico subyacentes, pero no por la. Las areniscas bentianas Step Sandstone tuvieron grandes expectativas durante un corto período de tiempo. Esto se debe a que, en la mayoría de las áreas, las evaporitas del Pérmico actúan como un obstáculo para la migración del gas natural desde la roca madre del Carbonífero, y estas trampas están completamente hidratadas o solo parcialmente llenas de gas natural.
La rara excepción es cuando las fallas o el adelgazamiento de la capa de sal destruyen esta zona cerrada. Los yacimientos de gas del Triásico con valor industrial directo son el yacimiento de gas de Hewitt descubierto en 1966 y el yacimiento de gas de Doti descubierto en 1967.
Basado en la experiencia inicial de Alemania y los Países Bajos, se cree que la roca carbonatada del Pérmico Zeichstein es la segunda capa objetivo de gas natural. Al perforar capas objetivo de sótano rojo más profundas, en muchos casos se encontró que era. gaseoso. Pero hasta ahora, ninguna perforación en alta mar ha demostrado cuán grande es o que tiene suficiente flujo para sostener el desarrollo industrial.
Aunque hay muy poco gas natural explotable en los yacimientos de Zeichstein y Triásico, se ha obtenido una gran cantidad de información estratigráfica. Se ha descubierto que, muy al oeste de los mares alemanes, las relaciones litológicas estratigráficas de los distintos carbonatos, cuerpos de arena y evaporitas son sorprendentemente precisas. Nueva evidencia del mar también proporciona pistas sobre la conexión entre los sedimentos del margen de la cuenca del Pérmico y el Triásico en Gran Bretaña y formaciones similares en tierra.
Al norte de las tierras altas centrales del Mar del Norte, el interés de exploración se concentra en el Paleógeno, donde, según los datos sísmicos, existen características similares a fallas de crecimiento. Esta falla de crecimiento indica posibles estructuras rodantes del delta, pero los resultados de las perforaciones de 1967 a 1969 no produjeron hallazgos importantes. Casi al mismo tiempo, se descubrieron grandes flujos de petróleo que contenían gas en la creta del Cretácico Superior en aguas noruegas, con columnas de petróleo de hasta 700 pies (213 metros). En aguas danesas, se descubrieron flujos de petróleo y gas no industriales en 1966. , lo que demuestra que este conjunto de tizas son reservorios prometedores. En 1969 se descubrió el enorme yacimiento petrolífero de Ekofisk en el sistema Cretácico con reservas de petróleo de 1.300 millones de barriles. El descubrimiento de este yacimiento petrolífero se consideró el hito más importante en el trabajo de exploración petrolera del Mar del Norte, poniendo fin así a diez años. exploración de gas no asociado La etapa de búsqueda de petróleo en el norte del Mar del Norte realmente ha comenzado.
En 1970, se hicieron dos descubrimientos importantes en aguas británicas. Uno fue el campo petrolífero de Fortis, que reveló una capa de petróleo de 118 metros (386 pies) en arenisca del Paleógeno. La producción diaria de petróleo crudo es de 750 metros cúbicos (4720 barriles); el otro es el campo petrolífero Oak, que fluye desde la brecha colapsada del Pérmico y la dolomita porosa, con una producción diaria de 940 metros cúbicos (5920 barriles) de petróleo ligero y de baja densidad. petróleo crudo de azufre. Baiyun Debajo de la roca se encuentran más de 450 metros de arenisca acuífera de fondo rojo. Estos hallazgos apoyan firmemente la hipótesis de que hay esperanzas de generar petróleo en rocas generadoras del Mesozoico o Paleógeno-Neógeno dentro del graben central. El tercer pozo, en 1970, reveló nuevas e importantes perspectivas de petróleo, concretamente las areniscas premesozoicas más profundas en el graben central. El petróleo se extrajo por primera vez de areniscas situadas debajo de la capa de creta, con un caudal diario de 128 metros cúbicos (800 barriles). de finas capas de arenisca a una profundidad de 3.600 metros. Sólo porque la producción de petróleo era moderada y el yacimiento era escaso, no tenía un gran valor industrial en ese momento.
IV.Periodo 1971-1976
El descubrimiento del yacimiento petrolífero de Ekofisk supuso el descubrimiento de una serie de yacimientos petrolíferos en los yacimientos cretáceos del graben central en las aguas del sur. Noruega y Dinamarca. La exploración petrolera en aguas británicas se ha vuelto más activa. Se han llevado a cabo intensas exploraciones sísmicas en el área al sur de la Plataforma Shetland y entre el campo Fortis y la costa escocesa. Se han descubierto una variedad de unidades estructurales, incluidas algunas estructuras enterradas que aparecieron. antes del Cretácico Inferior. La "forma terrestre" proporciona una gran cantidad de áreas objetivo prometedoras. La montaña enterrada más grande se encuentra claramente en el norte del Mar del Norte. El segundo pozo perforado en esta estructura descubrió el yacimiento petrolífero de Brent. La capa de producción es de arenisca del delta jurásico, con una producción diaria de petróleo crudo de 1.040 metros cúbicos (6.500 barriles). Campo Las reservas recuperables de petróleo son de 280 millones de metros cúbicos. El descubrimiento del gran campo Brent tuvo un impacto importante en la exploración petrolera en el norte del Mar del Norte, lo que dio lugar a una serie de descubrimientos de campos similares. En los cuatro años siguientes, se descubrieron nueve grandes yacimientos petrolíferos en las tierras altas enterradas de tipo Brent (Cuenca de las Shetland Orientales) y en el Mar de Noruega se descubrió el yacimiento de gas de Sleipna, con reservas de gas natural de 0,2 billones de metros cúbicos y petróleo condensado. 409 millones de barriles (65 millones de metros cúbicos). Al mismo tiempo, los trabajos de perforación también han proporcionado una gran cantidad de nuevos datos regionales sobre el sistema de rocas del Jurásico.
El Sistema Jurásico como nuevo objetivo de exploración se conoce ya en 1972. El Jurásico Superior (Oxfordiano) es un sorprendente conjunto de areniscas costeras portadoras de petróleo.
El descubrimiento del campo petrolífero Claymore en 1974 confirmó aún más su potencial petrolero. En el campo petrolífero Magnus descubierto más al norte, la arenisca de petróleo es la facies de espirohidrato de la etapa Kimmeridiana, pero ahora se considera generalmente que esta unidad estratigráfica tiene las características de roca madre. en lugar de reservorios importantes. En 1975 se descubrió en el Viking Graben el yacimiento petrolífero de Bray del Jurásico Superior. El yacimiento es un conjunto de capas de conglomerados y areniscas muy gruesas, con un espesor máximo de 450 metros. Ese mismo año, en aguas poco profundas del Jurásico, en aguas noruegas, se descubrió el yacimiento petrolífero de Yura, con reservas de petróleo de 200 millones de barriles (31 millones de metros cúbicos). 2 mil millones de metros cúbicos de gas natural. A mediados de la década de 1970 no hubo ningún avance en las areniscas regresivas del Jurásico Medio, por lo que aumentó el interés en el Jurásico Superior.
Durante este período, también se acumuló una gran cantidad de datos nuevos sobre el sistema Paleógeno-Neógeno, y muchas perforaciones apuntan a los sistemas Jurásico y Paleógeno-Neógeno. El campo de gas Frigg (sur de Wiggin Graben) fue descubierto en 1971. El yacimiento es de arenisca de turbidita del Eoceno. También se descubrieron campos petrolíferos más pequeños que los del Jurásico en el sistema Paleógeno-Neógeno.
En aquella época, existía la idea dominante de que la única roca fuente de petróleo importante en el centro y norte del Mar del Norte era la capa de arcilla del Jurásico Superior del Kimmeridgiano. Según este concepto, gran parte del Inner Moray Firth no es prospectivo porque las rocas generadoras se consideran inmaduras para la generación de petróleo. Sin embargo, el descubrimiento del campo Beatlas en 1976 demostró que los exploradores debían mantener la mente abierta a otras posibilidades. El campo petrolero tiene reservas recuperables de aproximadamente 162 millones de barriles (25 millones de metros cúbicos) y pertenece a la roca yacimiento del Jurásico Medio. En 1976 también se descubrió el yacimiento petrolífero de Bakken en la antigua arenisca roja del Devónico. Aunque tiene una baja porosidad y una baja permeabilidad, tiene un caudal considerable (30.000 barriles por día) debido a sus fuertes fracturas.
5. Período 1977-1985
Desde 1977, los trabajos de exploración de petróleo y gas han sido muy activos en el centro y norte del Mar del Norte. El principal objetivo de la exploración es el Jurásico Superior. mientras que otros objetivos, como el Paleozoico, el Cretácico Inferior, el Paleoceno y el Eoceno, también atraen constantemente la atención de la gente. Este período se caracterizó por la exploración de objetos cada vez más difíciles. La interpretación de las indicaciones sísmicas de trampas y reservorios en el Jurásico Superior es mucho más difícil que la interpretación sísmica anterior de objetos importantes como horsts del Jurásico Medio y bloques de fallas sumergidas, o grandes estructuras de diapiro y muchos domos de sal. Sin embargo, con la identificación de indicios sísmicos más débiles y la acumulación de experiencia en perforación en pequeñas estructuras cerradas con basamento cretácico, se descubrieron varios yacimientos de petróleo y gas en el norte y centro del Mar del Norte.
En el sur de Viking Graben, siguiendo al campo Bray, se descubrieron los campos Tony/Selma (1976) y Tiffany (1979) en el centro del Mar del Norte, en el Jurásico Superior y Cretácico Inferior. Los descubrimientos continúan; realizarse en el sistema. En aguas británicas del sur del Mar del Norte, los trabajos de exploración se han intensificado desde 1982. En aguas noruegas, el yacimiento petrolífero de Gurfax fue descubierto en 1978, con reservas recuperables de petróleo de 1.300 millones de barriles (206.000 millones de metros cúbicos) y de gas natural de 500.000 millones de pies cúbicos (14.000 millones de metros cúbicos). El descubrimiento del gran campo de petróleo y gas Trol 1 en aguas noruegas (1979) es un hito importante en la historia de la exploración de petróleo y gas del Mar del Norte. Ese año se descubrió otro gran campo de petróleo y gas, el campo de petróleo y gas Norsk-Osiburg, con reservas de petróleo estimadas en mil millones de barriles (160 millones de metros cúbicos) y que contienen 2,4 billones de pies cúbicos (67 mil millones de metros cúbicos) de gas natural.
En aguas danesas se han descubierto 5 yacimientos de petróleo y gas, con reservas totales de petróleo de aproximadamente 300 millones de barriles (46 millones de metros cúbicos) y de gas natural de 3,9 billones de pies cúbicos (110 mil millones de metros cúbicos).
VI. Panorama general de la exploración después de 1985
Desde 1985, las actividades de exploración y desarrollo han permanecido activas. El principal objetivo de exploración en el norte del Mar del Norte sigue siendo el Jurásico Superior, aunque hay otros objetivos. capas como el Paleozoico, el Cretácico, el Paleoceno y el Eoceno siguen siendo de cierto interés y, por lo tanto, en algunas zonas se han logrado resultados de exploración considerables. Sin embargo, después de un período de máximo descubrimiento de grandes yacimientos de petróleo y gas, la característica principal de esta etapa es que los descubrimientos son relativamente pequeños.
Otra característica de esta etapa es que el trabajo de exploración y desarrollo es más difícil. Los indicios sísmicos de trampas del Jurásico superior son menos obvios.
Durante la exploración preliminar se han descubierto muchos hortes grandes, estructuras superpuestas y penetraciones de sal, y el resto son aún menos obvios. Desde entonces, los yacimientos petrolíferos de Jurassic Bray en la parte sur del Viking Graben han sido prometedores y productivos, incluidos los yacimientos petrolíferos de Toni y Tiffany. Se realizaron descubrimientos más importantes en aguas noruegas, incluido el descubrimiento del yacimiento de petróleo y gas Troll en el Jurásico superior, Gullfaks, Oseberg y Snorri en el Jurásico medio (Snorre) y otros grandes yacimientos petrolíferos. Esto puede estar relacionado con el hecho de que Noruega emitió tarde el bloque de licitación.
Cerca del campo petrolífero de Argyll en el graben central, Homilfon delineó con éxito una serie de pequeñas trampas de fallas y descubrió el Duncan en 1981 en la arenisca jurásica y el campo petrolífero de East Duncan. Además, dentro de un área limitada de la Bahía Murray, se ha confirmado que los depósitos de arenisca del Cretácico Inferior también contienen acumulación de hidrocarburos, como el campo petrolífero North Claymore descubierto en 1980.
El desarrollo del sistema Paleógeno-Neógeno se concentra en el borde de las Tierras Altas de las Shetland, donde la densidad del crudo es mayor que la del crudo en otras zonas del Mar del Norte británico. También se han descubierto varios yacimientos de petróleo del Paleógeno-Neógeno en Central Graben, y Joanue, descubierto por Philips Company, es uno de ellos.