Южное горное нефтяное месторождение - South Mountain Oil Field

Южное горное нефтяное месторождение и Санта-Паула, Калифорния, 2015 г.

В Южное горное нефтяное месторождение большой и производительный нефтяное месторождение в Округ Вентура, Калифорния, в США, в городе Санта-Паула. Открыт в 1916 году и имеет совокупную добычу более 158 миллионов баррелей (25 100 000 м3).3) нефти, это 37-е по величине нефтяное месторождение в Калифорнии и второе по величине в округе Вентура (после Поле Вентура ).[1] По состоянию на начало 2009 года в нем сохранилось 316 действующих скважин, а их запасы оцениваются в 1,4 миллиона баррелей (220 000 м3) нефти, остающейся извлекаемой с использованием современных технологий. Винтаж Продакшн, дочерняя компания Occidental Petroleum, была крупнейшим оператором по состоянию на 2009 год.[1]

Географическая установка

Вершина Южной горы снята с юга. Грунтовые дороги на обочине ведут к действующим нефтяным скважинам; большая часть нефтяного месторождения находится по ту сторону пика.

Нефтяное месторождение покрывает большую часть северного склона, вершину и часть южного склона топографически выдающейся Южной горы, к юго-востоку от Санта-Паулы. Рядом с западом и юго-западом находится небольшой Нефтяное месторождение Вест-Маунтин и Нефтяное месторождение Сатикой, который следует по северному берегу Река Санта Клара. Землепользование относительно несмешанное, поскольку вся гора недоступна для общественности; районы, не освоенные для добычи нефти и газа, остаются в их естественном состоянии, за исключением садов на Ричардсон-Каньон-роуд возле северного входа в месторождение. Родная растительность на горе состоит из чапараля, прибрежный куст шалфея, и дубравы.[2]

Высота нефтяного месторождения колеблется от около 230 футов (70 м) на берегу реки Санта-Клара до 2308 футов (703 м) в самой верхней точке Южной горы. Дренаж с горы на север попадает в реку Санта-Клара, а затем в Тихий океан. Южный склон горы стекает через несколько каньонов, впадающих в ручей Каллегуас, впадающий в Тихий океан через Лагуна Мугу у западного подножия Горы Санта-Моника.

Климат в районе Средиземноморье с прохладной дождливой зимой и теплым без дождя летом, когда жара смягчается частыми утренними низкими облаками и туманом. Годовое количество осадков составляет около 380 мм, почти все зимой, и все в виде дождя, с периодическим выпадением снега на вершине горы в исключительно холодные зимние штормы. Средняя годовая температура составляет от 56 до 60 градусов по Фаренгейту; подмерзания случаются редко.[2]

Поскольку местность почти равномерно крутая и сложная, бурение скважин проводилось на площадках с ровным уклоном в областях, достаточно стабильных, и многие скважины сгруппированы и пробурены направленно от этих мест. Эти группы содержат от 2 до 12 колодцев, особенно на самых крутых участках горы у вершины хребта. Направленное бурение необходимо, чтобы заканчивание скважин находилось глубоко под землей и располагалось оптимальным образом, а не группировалось, как на поверхности. Общая продуктивная площадь нефтяного месторождения составляет 2670 акров (1081 га).[3]

Геология

Деталь поля Южной горы, показывающая его расположение относительно Санта-Паулы в долине реки Санта-Клара. Желтые точки обозначают расположение действующих нефтяных скважин по состоянию на 2008 год.
Южная гора Геологическая карта и поперечное сечение

Месторождение Саут-Маунтин - одно из нескольких нефтяных месторождений в пределах антиклинали Ок-Ридж, крупного антиклинальный структура, брошенная над Оук-Ридж обратная ошибка. Тектонические силы, вызванные столкновением и боковым движением североамериканский и Тихоокеанские плиты сжали территорию бассейнов Окснарда и Вентура с севера на юг, что привело к структурным складкам; нефть собралась в тех складках, которые образуют антиклинальный улавливающий механизм. Обширные разломы являются вторичным механизмом улавливания, так как смещения разломов привели непроницаемую породу к нефтеносным пластам, предотвращая дальнейшую миграцию углеводородов вверх.[4][5]

Нефть на месторождении Саут-Маунтин находится в двух продуктивных горизонтах, по одному с каждой стороны разлома Ок-Ридж. Более крупный бассейн, обнаруженный первым, находится в Олигоцен -возраст Формация Сеспе, запертые в огромной антиклинали, поверхностным выражением которой является Южная гора. Бассейн к северу от разлома Ок-Ридж, известный как бассейн «Мост», находится в Плиоцен формирование пико.

Плотность нефти в бассейне Сеспе средняя, ​​в среднем около 22 API, и имеет относительно высокое содержание серы - 2,79% по весу. Нефть в бассейне моста легче, с меньшим содержанием серы, со средней плотностью API 33.[3] Нефть на месторождении относительно молодая, ее предполагаемый возраст составляет около 2 миллионов лет, и, вероятно, образовалась в нижележащих слоях. Формация Монтерей. Отсутствие свободного газа на месторождении используется как свидетельство молодого возраста нефти; такие же условия преобладают на других нефтяных месторождениях, прилегающих к бассейну Вентура. Кроме того, биомаркеры и моделирование источников углеводородов предполагают недавнее происхождение нефти: формация Монтерей является плодородной нефтематеринской породой для углеводородов и продолжает добывать нефть, которая мигрирует вверх, заполняя доступные резервуары в течение промежутков времени, измеряемых от сотен тысяч до миллионов. годы.[4]

История, производство и деятельность

Месторождение было открыто в апреле 1916 года ныне несуществующей компанией Oak Ridge Oil Co., которая завершила открытие скважины в Формация Сеспе и обнаружил нефть на глубине около 910 метров под землей.[5] В то время как первая скважина была небольшой по добыче, принося всего 25 баррелей в день (4,0 м3/ d), этого было достаточно, чтобы стимулировать дальнейшую разведку, и в следующем году Oak Ridge Oil провела еще две скважины на меньших глубинах, которые дали примерно такое же количество. Другие компании пытались разрабатывать месторождение, и в июле 1917 года компания Santa Paula Oil произвела 100-баррель (16 м3) -дневная скважина на глубине около 2000 футов.[5]

Постепенно на месторождении начали появляться буровые установки там, где это позволяли условия стабильности. В среднем с 1917 по 1929 год закачивалось около восьми новых скважин в год.[5] Проектирование месторождения было сложной задачей, потому что крутая местность была подвержена оползням и оползням в сезон дождей.[6] После 1929 года из-за экономических условий во время Великая депрессия (в том числе резкое снижение цены на нефть) замедлились темпы освоения скважин; с 1930 по 1942 год было пробурено всего 11 скважин, менее одной скважины в год.[5]

По мере разработки месторождения давление газа постепенно снижалось, уменьшая опасность выбросы, явление, которое было обычным явлением в первые дни разработки месторождения, и которое было относительно обычным явлением до появления современных технологий предотвращения выбросов. Многие каньоны на северной стороне горы были перекрыты земляными насыпями, чтобы сформировать импровизированные отстойники или водосборные бассейны для колодцев, взорвавшихся в 1920-х годах. К 1941 году давление газа в пласте упало до такой степени, что последняя свободно текущая скважина перестала работать сама по себе, и потребовалось установить насос, поэтому все скважины на месторождении были подключены к насосу. В конце 1943 года на месторождении находилось 93 скважины, по которым добывалась нефть.[5]

В декабре 1955 года производственный горизонт моста был обнаружен на глубине около 7500 футов (2300 м) от поверхности земли в Плиоцен возрастом формации Пико, и открытая скважина подтекла более 200 баррелей (32 м3) в первый день. Оказалось, что это еще один продуктивный пласт со средней толщиной продуктивного пласта 600 футов (180 м).[3]

Несмотря на методичную раннюю разработку месторождения, пик добычи пришелся на 1959 год, после того, как заводнение в зоне Сеспе продолжалось в течение трех лет, и через четыре года после открытия продуктивной зоны Бридж к северу от Ок-Ридж. Вина. В 1959 г. на месторождении было добыто более 7,4 млн баррелей (1 180 000 м3).3) нефти, а в 1960 году - 15,6 миллиардов кубических футов (440,000,000 м3) природного газа.[3]

В 1990-х годах крупные нефтяные компании покинули месторождение и продали свои активы независимым и более мелким операторам. Это событие отразило тенденцию во всей прибрежной и офшорной Калифорнии, поскольку фирмы с большими финансовыми ресурсами и международными холдингами решили сосредоточиться на более простых в эксплуатации месторождениях нефти в других частях мира. Texaco, ранее Техасская компания, которая была одним из основных операторов месторождения в 1940-х годах, продала свои владения Винтажная продукция; Union Oil продал многие из своих активов компании Torch Operating Company, которая продала их Mirada Petroleum; Shell Oil продала свои активы дочерней компании Vintage Petroleum. Когда Occidental Petroleum приобрели Vintage в 2006 году, они фактически взяли на себя производство большей части поля, хотя компания по-прежнему работает под маркой Vintage.

В 2010 году на месторождении оставалось 316 действующих скважин и 8 операторов, из которых «Винтаж Петролеум» был самым крупным с 266 скважинами. У Mirada Petroleum был 21, а у Termo Co. - 18; несколько других мелких операторов владели от 1 до 3 скважин каждый.[7] Добыча на зрелом месторождении стабильно снижалась, составив всего 454 000 баррелей (72 200 м 3).3) откачан с месторождения в 2008 году.[8] Среднесуточная добыча упала примерно до 4 баррелей в сутки (0,64 млн3/ d) для колодцев Vintage и даже меньше для некоторых других операторов.[9]

Примечания

  1. ^ а б «Отчет государственного нефтегазового надзора за 2008 год» (PDF). Департамент нефти, газа и геотермальных ресурсов. Калифорнийский Департамент Сохранения ("DOGGR 2009"). 2009 г.. Получено 22 января, 2010. п. 63, 166
  2. ^ а б «Экорегионы Калифорнии: описание субрегиона Окснард-Вентура». Лесная служба США. Архивировано из оригинал на 2011-06-05. Получено 2014-02-22.
  3. ^ а б c d ДОГГР, стр. 532.
  4. ^ а б Дэвис, Томас; Джей Намсон (14 августа 2004 г.). «Роль разломов на нефтяных месторождениях Калифорнии» (PDF). Дэвис и Намсон - геологи-консультанты. Получено 15 февраля, 2010. стр. 24-32
  5. ^ а б c d е ж Бейли, Уильям К. (июль – декабрь 1943 г.). «Южное горное нефтяное месторождение» (pdf). Сводка операций: нефтяные месторождения Калифорнии: двадцать девятый годовой отчет. Калифорнийский Департамент природных ресурсов, Отдел нефти и газа. Получено 28 февраля, 2010. стр. 12-16
  6. ^ Гамильтон, Флетчер; и другие. (Июль 1921 г.). Краткое описание деятельности: Годовой отчет государственного нефтегазового надзора. Государственное горное бюро Калифорнии. Получено 15 февраля, 2010. стр. 5-9
  7. ^ DOGGR 2009, стр. 109-168
  8. ^ ДОГГР 2009, стр. 102
  9. ^ ДОГГР 2009, стр. 166

Рекомендации

  • Нефтегазовые месторождения Калифорнии, Тома I, II и III. Vol. I (1998), т. II (1992), т. III (1982). Департамент охраны окружающей среды Калифорнии, Отдел нефти, газа и геотермальных ресурсов (DOGGR). 1472 стр. Информация о Южном горном нефтяном месторождении стр. 530–532. PDF-файл доступен на компакт-диске на сайте www.consrv.ca.gov.
  • Калифорнийский департамент охраны природы, статистики нефти и газа, Годовой отчет, 31 декабря 2008 г.
  • Келлер, Маргарет. Провинция бассейна Вентура, Серия цифровых данных Геологической службы США DDS-30, выпуск 2, один CD-ROM, 19 стр. + вспомогательные карты, рисунки и таблицы. Доступно здесь

Координаты: 34 ° 19′58 ″ с.ш. 119 ° 01′47 ″ з.д. / 34,3329 ° с.ш.119,0297 ° з. / 34.3329; -119.0297