El campo Sarir fue descubierto en el sur de Cirenaica durante 1961 y se considera el campo petrolero más grande de Libia , con reservas de petróleo estimadas de 12 Gbbl (1,9 km 3 ). [1] Sarir es operado por la Arabian Gulf Oil Company (AGOCO), una subsidiaria de la estatal National Oil Corporation (NOC).
El campo Sarir o, más específicamente, Sarir C se encuentra en el borde oeste del Mar de Arena de Calanscio en el margen sureste de la Cuenca de Sirte . Sarir C, que forma parte de un complejo de tres campos, tiene 56 km de largo y 40 km de ancho y cubre 378 km 2 . Al norte está Sarir L, que cubre 39 km2 (15 millas cuadradas ) . Situada entre los dos hay una piscina Sarir North mucho más pequeña. La recuperación final estimada de petróleo de Sarir L es de 1,2 Gbbl (190.000.000 m 3 ). [2]
En 1957, el gobierno libio otorgó la Concesión 65 a Bunker Hunt , un productor independiente de petróleo de Texas . En 1960, BP había asumido una participación del 50% en C-65 y se convirtió en el operador. Después de grandes descubrimientos en la cuenca de Sirte en 1958 y 1959, se llevó a cabo un estudio sismológico de reflexión en C-65, seguido de un estudio aeromagnético que mostró la existencia de grandes estructuras. Más tarde ese año, BP comenzó a perforar en C-65, 80 y 81, apuntando a carbonatos del Paleoceno y Cretácico que habían producido descubrimientos en los campos Nasser ( Zelten ), Defa, Raguba y Bahi. Mobil descubrió arena basal del Cretácico en Amal en 1959, pero los primeros resultados no reconocieron todo su potencial.
Antes de perforar el pozo C-1-65, BP perforó seis pruebas hasta el sótano en C-65, 80 y 81. Ninguna tuvo altos niveles de hidrocarburos. Los carbonatos del Eoceno, Paleoceno y Cretácico generalmente contenían agua dulce, y los niveles máximos del sótano estaban cubiertos de lutitas del Cretácico Tardío. Había vestigios ocasionales de lecho rojo en el contacto de esquisto-sótano y vetas bituminosas . Muchos pozos resultaron costosos debido a la pérdida de circulación en los carbonatos del Paleoceno-Cretácico y al derrumbe de las lutitas subyacentes del Cretácico Superior. Esto fue tan grave que casi se pasó por alto el campo Sarir porque no se esperaba petróleo en la Formación Nubia. Sin embargo, el geólogo jefe de BP insistió en que se tomara un núcleo del sótano en cada pozo. Esta resultó ser una buena decisión, ya que posteriormente se demostró que C-1-65 era un yacimiento prolífico con tasas de producción iniciales de 20.000 bbl/d (3.200 m 3 /d). [3]
Durante años, BP evitó utilizar detectores de gas en sus plataformas petrolíferas , alegando numerosas falsas alarmas. Sin embargo, en 1961, Baroid fue contratado para instalar detectores de gas en los pozos de BP en Libia. C-1-65 dio lecturas altas. Se supuso que se trataba de una falsa alarma, pero persistieron lecturas altas. Los exámenes de muestras de hundimiento de esquisto revelaron granos de arena manchados de petróleo en el fondo de las placas. Se perforaron 61 m de yacimiento petrolífero. El top play en areniscas del Cretácico Inferior se produjo a 2631 m. En las pruebas de perforación, el C-1-65 produjo a un ritmo de 3.900 bbl/d (620 m 3 /d).
C-1-65 tenía una columna de petróleo que superaba los 76 m, por encima del cierre previsto debido a su estructura de reflexión poco profunda. Aunque los mapas sísmicos dieron indicaciones estructurales, los detalles no eran fiables en la parte superior del embalse, a 1676 m más abajo. Así, mientras se perforaban el segundo y tercer pozo, se realizaba un estudio de refracción sísmica . Dio control sobre la estructura del sótano, pero dado que los primeros cuatro pozos demostraron que las arenas del yacimiento variaban de 141 a 410 m de espesor en una distancia relativamente corta, el estudio dio poco control sobre la estructura de captura. Los mapas sísmicos en ambos horizontes y la información del subsuelo mostraron la estructura del yacimiento y ayudaron a limitar la perforación en pozos secos.
Después del descubrimiento, se realizaron perforaciones continuas con hasta cinco plataformas a la vez. Inicialmente, se realizaron avances cortos de hasta 4 km, seguidos de perforaciones más audaces para confirmar las reservas y justificar los costos de un oleoducto de 516 km hasta Tobruk . Una vez confirmado, se perforó C-1-65 de manera constante en un espacio de cuadrícula de 2 km. En ese momento, se descubrieron dos campos más pequeños: Sarir North y L-65.
En mayo de 1965 se sabotearon cinco pozos de relleno. El incidente ocurrió durante el reinado del rey Idris antes del golpe de 1969 liderado por el coronel Gadafi. Los medios de comunicación no informaron sobre los pozos salvajes y no se revelaron sus perpetradores. Hasta la Guerra del Golfo Pérsico de 1991, este fue el incendio simultáneo de pozo más grande jamás registrado. En reconocimiento del número y la ferocidad de las explosiones, BP llamó al bombero Red Adair y a sus lugartenientes Boots & Coots . A su llegada, el equipo recorrió el campo para evaluar la tarea. Uno de los pozos no se había incendiado pero estaba arrojando crudo. Haciendo honor a su reputación más grande que la vida reflejada por John Wayne en la película Hellfighters, Adair se acercó al pozo y cerró la válvula maestra intacta diciendo (supuestamente) "faltan uno menos cuatro". Al regresar al campamento principal, informó a BP que podía tapar los pozos sin ayuda y envió a Boots & Coots de regreso a Houston. Extinguió los incendios en 3 semanas.
La producción inicial de los principales pozos petroleros de Sarir promedió 8.000 bbl/d (1.300 m 3 /d), y algunos alcanzaron tasas de 20.000 bbl/d (3.200 m 3 /d). Dado que Sarir no tiene un casquete de gasolina y los GOR varían entre 60 y 225 pies cúbicos estáticos por barril, el mantenimiento de la presión fue un problema. Se utilizó agua dulce, disponible desde aproximadamente 46 ma 518 m. Algunas áreas utilizaron bombas de fondo de pozo para mantener la producción. También se agregaron desalinizadoras, ya que muchas refinerías no toleraban las grandes cantidades de sal arrastradas en la producción de crudo .
Notas:
1. Petróleo crudo Cantidades en miles de millones de barriles.
Sarir fue descubierto mediante métodos geofísicos y geología del subsuelo sin que se hayan reportado anomalías topográficas o geomórficas . Un magnetómetro de aire reveló la estructura A del suroeste y su prolongación sureste, que luego se descubrió que era una falla enterrada . Sarir está ubicado en la caída noroeste de un eje de máximo de gravedad y eclipsado por dos características occidentales: (1) un gran máximo de gravedad, la estructura A; (2) un fuerte máximo de gravedad, la estructura B. La característica oriental, que se eleva hasta un máximo de gravedad, se conoce como estructura C (Sarir C).
Los estudios de reflexión y refracción sísmica (1960-1961) revelaron que la estructura C tiene una característica de basamento pronunciada . Se cartografió un horizonte de reflexión sísmica del Eoceno , que muestra unos cientos de pies de relieve en todo el complejo, en comparación con un mapa de refracción que muestra hasta 610 m. Después de perforar los dos primeros pozos en C-65 (estructuras A y B), un mapa del Eoceno mostró que la estructura C tenía 300 pies (91 m) de cierre. Esto se consideró justificación suficiente para proceder con la perforación. [4]
La provincia de la Cuenca de Sirte ocupa el puesto 13 entre las provincias petroleras del mundo, con reservas conocidas de 43,1 mil millones de barriles (6,85 × 10 9 m 3 ) de petróleo equivalente (36,7 mil millones de barriles (5,83 × 10 9 m 3 )) de petróleo, 37,7 billones de pies cúbicos. (1.070 km 3 ) de gas, 100 millones de barriles (16.000.000 m 3 ) de líquidos de gas natural . Incluye un área aproximadamente del tamaño de la cuenca Williston del norte de Estados Unidos y el sur de Canadá (≈490.000 km 2 ). [5] Las características del Mesozoico tardío y del Terciario se desarrollaron en un basamento Precámbrico y una superficie Paleozoica erosionada . La vaguada sinclinal principal de noroeste a sureste experimentó hundimientos repetidos durante los ajustes de falla. Varias tendencias regionales de horst y graben que se originaron en el Cretácico Superior permanecieron activas durante el Terciario a medida que la Cuenca continuaba hundiéndose. La tendencia predominante de la falla es de noroeste a sureste, otras tendencias de noreste a suroeste pueden formar parte de un patrón conjugado controlado por el basamento de textura gruesa. [6]
En la época precretácica, las áreas que se convirtieron en acumulaciones de Sarir estaban ocupadas por altos topográficos . Es probable que, incluso en ese momento, estuvieran controlados por conjuntos de fallas conjugadas con tendencia de noroeste a sureste y de noreste a suroeste. La estructura C del sur puede haber estado conectada a un interior más grande donde los sedimentos del Cretácico se derivaron y posteriormente disminuyeron.
Se produjo un importante movimiento de falla durante la deposición de arena del Cretácico, más evidente en los flancos norte y oeste de la estructura C sujeta a levantamiento y erosión . Esto se expresa en una disconformidad que eliminó sucesivamente lechos de embalses más profundos hacia el norte y el oeste. La importante deformación hacia el sur probablemente comenzó cerca del final del período Cretácico, aislando la estructura C de su interior, convirtiéndola en una trampa y proporcionando una profunda depresión de esquisto que pudo haber sido una de las principales áreas generadoras de hidrocarburos.
Hubo poco movimiento de fallas durante el Terciario , pero la compactación diferencial creó un anticlinal simple que cubrió la estructura Cretácica subyacente. A nivel del sótano, Sarir C es menos pronunciado que las estructuras al sur y noroeste, que tienen un pobre desarrollo de arena, en el sentido de que las lutitas del Cretácico Tardío descansan en el sótano sin el depósito de arenisca intermedio del campo Sarir.
La caída desde la cresta de Sarir C hasta el punto más bajo del sur es de 1000 m, y se produce en una distancia de 22 km, equivalente a una caída general de 2,5°. La caída más pronunciada registrada es de 4,5°. La cresta de forma triangular tiene una base de este a oeste de aproximadamente 40 km de largo y una perpendicular de norte a sur de 20 km. El cierre vertical es de 122 m. Sarir North y L-65 están en una extensión noroeste del lado noreste de la estructura C. L-65, tiene forma triangular con flanco de orientación suroeste. La evolución estructural estuvo marcada por un movimiento tectónico vertical con poca evidencia de tensiones horizontales.
La columna estratigráfica de Sarir generalmente se asemeja a los patrones de sucesión de toda la cuenca de Sirte, con algunas variaciones. En la fase regresiva temprana, las areniscas basales se depositaron sobre un basamento precámbrico de rocas ígneas y metamórficas . Las areniscas están datadas según el polen de angiospermas como más jóvenes que el Albiano , probablemente del Cretácico Superior. Después de una larga pausa, representada por la discordancia y la erosión de la arenisca, se colocó una secuencia transgresora de lutitas de anhidrita rojas, verdes y moradas . Los restos de lechos abigarrados se encuentran en las secciones crestales de muchas estructuras del norte, como en los pozos B-1-65 y C-1-80.
Por encima de la secuencia transgresiva se encuentran lutitas del Cretácico Superior con carbonato micrítico apretado, que marcan la cima del Mesozoico . Estas lutitas se espesan formando depresiones, proporcionando la única roca madre del campo . La fauna más joven es maastrichtiana , con una aparente discordancia entre el Cretácico superior y el Paleoceno , marcada por elevados niveles de radiación gamma en los troncos.
El Paleoceno es también una sucesión de lutitas carbonatadas con acumulaciones de carbonatos sobre máximos estructurales, formando algunos de los mejores reservorios de la cuenca. Aunque existen carbonatos espesos sobre el campo y otras altas en C-65 y áreas circundantes, no se encontraron hidrocarburos. El agua del embalse suele ser dulce o salobre, lo que sugiere un enjuague. Las calizas fueron ampliamente dolomitizadas , lo que resultó en grandes cavidades y pérdida de circulación durante la perforación.
En el Eoceno Inferior , las condiciones de la cuenca se volvieron restringidas, produciendo una secuencia alterna de dolomita y anhidrita con un espesor constante. A mediados del Eoceno se desarrolló una amplia plataforma carbonatada, rica en numulítica , también de espesor constante. Hay intercalaciones de calizas arcillosas , margas y ocasionales areniscas calcáreas . El Eoceno tardío refleja variaciones laterales más frecuentes de calizas, dolomitas, margas y lutitas intercaladas.
La sucesión reciente al Oligoceno consta de; (1) zona inferior de arenas finas a gruesas con algunas separaciones de arcilla y lechos de dolomita; (2) zona media de lutitas y arcillas de color gris verdoso y marrón rojizo; y (3) una zona superior de arenas ligeramente feldespáticas, en gran parte no consolidadas. Esto es típico del área donde el espesor total es de 914 m, dividido casi por igual en los tres componentes principales.
Sarir C está contenido en una trampa estructural- estratigráfica , representada por buzamientos hacia el este, sur y oeste y la principal falla con tendencia noreste-suroeste en su flanco noroeste. En gran parte del centro y noroeste, el yacimiento subcultiva y está sellado por lutitas que lo recubren de manera discordante. Acumulaciones menores de arena en la serie transgresiva sobre las arenas basales ocurren en trampas de pinchout hacia arriba.
La trampa principal de Sarir C no está llena hasta el punto del derrame, que está hundido en la cresta al oeste de la estructura. La columna de petróleo tiene una altura máxima de 91 m, con un cierre vertical de 122 m. La distribución del crudo en la trampa se ve afectada por la variación litológica. Los niveles de petróleo-agua son comunes en los principales yacimientos , pero la serie transgresiva es 43 m más alta.
Sarir North es una trampa separada con su propio contacto petróleo-agua, 30 m más profunda que Sarir C. L-65 también tiene un contacto independiente petróleo-agua. El campo no tiene capa de gas; El petróleo tiene una relación gas-petróleo baja, entre 60 y 225 pies cúbicos estándar/bbl. Se produce cierta diferenciación bruta, probablemente debido a la separación por gravedad. En general, consiste en un crudo ceroso bastante liviano que tiene una gravedad media de 37° API, un contenido de cera del 19% y un contenido de azufre inferior al 0,25%. El punto de fluidez oscila entre 12° y 24°C.
La segregación por gravedad del crudo en la trampa produjo una capa de alquitrán periférica en intervalos permeables del yacimiento que cruzaban el nivel de petróleo y agua. La capa de asfalto varía en espesor, alcanzando un máximo de 21 m en el este. El petróleo viscoso de la parte superior de la capa de alquitrán tiene una gravedad media de 24°-25° API, un punto de fluidez de aproximadamente 71 °C, un contenido de cera del 15% y un contenido de asfaltenos del 14-22%. [7]
La producción del campo El Sarrir se interrumpió después de que un ataque con bomba el 16 de febrero de 2015 dañara el oleoducto del campo hacia el único puerto petrolero terrestre operativo de Libia. [8]
