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El campo petrolífero South Mountain es un gran y productivo yacimiento petrolífero en el condado de Ventura, California , en los Estados Unidos, en la ciudad de Santa Paula y sus alrededores . Descubierto en 1916, y con una producción acumulada de más de 165 millones de barriles (26.200.000 m3 ) de petróleo de sus 630 millones originales, es el 37.º yacimiento petrolífero más grande de California y el segundo más grande del condado de Ventura (después del campo Ventura ). [1] A principios de 2009, conserva 316 pozos activos y se estima que quedan 1,4 millones de barriles (220.000 m3 ) de petróleo recuperables con la tecnología actual. Vintage Production, una subsidiaria de Occidental Petroleum , fue el mayor operador en 2009. [1]
El campo petrolífero cubre la mayor parte de la ladera norte, la cumbre y parte de la ladera sur de la prominente montaña South Mountain, al sureste de Santa Paula. Adyacente al oeste y suroeste se encuentra el pequeño campo petrolífero West Mountain y el campo petrolífero Saticoy , que sigue la orilla norte del río Santa Clara . El uso de la tierra es relativamente puro, ya que toda la montaña es inaccesible al público; las áreas no desarrolladas para la producción de petróleo y gas se dejan en su estado natural, a excepción de un área de huertos en Richardson Canyon Road cerca de la entrada norte del campo. La vegetación nativa de la montaña consiste en chaparral, matorral costero de salvia y bosques de robles. [2]
Las elevaciones en el campo petrolífero varían desde alrededor de 230 pies (70 m) en la orilla del río Santa Clara hasta 2,308 pies (703 m) en el punto más alto de South Mountain. El drenaje de la montaña hacia el norte es hacia el río Santa Clara y luego hacia el Océano Pacífico. La ladera sur de la montaña drena a través de varios cañones que desembocan en Calleguas Creek, que desemboca en el Pacífico a través de Mugu Lagoon en el pie occidental de las montañas de Santa Mónica .
El clima de la región es mediterráneo , con inviernos frescos y lluviosos y veranos cálidos y sin lluvias, en los que el calor se modera con las frecuentes nubes bajas y nieblas matinales costeras. La precipitación anual es de alrededor de 15 pulgadas (380 mm), casi toda en invierno, y toda en forma de lluvia, con ocasionales nevadas en la cima de las montañas en tormentas invernales excepcionalmente frías. La temperatura media anual es de 56 a 60 grados Fahrenheit; las heladas ocurren raramente. [2]
Debido a que el terreno es casi uniformemente empinado y difícil, la perforación de pozos se ha realizado en plataformas niveladas en áreas adecuadamente estables, y muchos pozos se agrupan y perforan direccionalmente desde estas ubicaciones de plataformas. Estos grupos contienen de 2 a 12 pozos, especialmente en las partes más empinadas de la montaña cerca de la cima de la cresta. La perforación direccional es necesaria para tener las terminaciones de pozos, a gran profundidad bajo tierra, espaciadas de manera óptima, en lugar de agrupadas, como están en la superficie. El área productiva total del campo petrolífero es de 2670 acres (1081 ha). [3]
El yacimiento de South Mountain es uno de los varios yacimientos petrolíferos que se encuentran dentro del anticlinal Oak Ridge, una gran estructura anticlinal que se levanta sobre la falla inversa de Oak Ridge . Las fuerzas tectónicas causadas por la colisión y el movimiento lateral de las placas norteamericana y del Pacífico han comprimido el área de las cuencas de Oxnard y Ventura de norte a sur, lo que ha dado lugar a pliegues estructurales; el petróleo se ha acumulado en esos pliegues que forman un mecanismo de atrapamiento anticlinal. El fallamiento extenso es un mecanismo de atrapamiento secundario, ya que los desfases de las fallas han llevado roca impermeable adyacente a las formaciones petrolíferas, lo que ha impedido una mayor migración ascendente de hidrocarburos. [4] [5]
El petróleo del yacimiento de South Mountain se encuentra en dos horizontes de producción, uno a cada lado de la falla de Oak Ridge. El yacimiento más grande, y el primero en descubrirse, se encuentra en la Formación Sespe , del Oligoceno , atrapada en el enorme anticlinal del que South Mountain es la expresión superficial. El yacimiento al norte de la falla de Oak Ridge, conocido como el yacimiento "Bridge", se encuentra en la Formación Pico, del Plioceno .
La gravedad del petróleo en el yacimiento de Sespe es media, con un promedio de 22 API , y tiene un contenido de azufre relativamente alto, de 2,79% en peso. El petróleo en el yacimiento de Bridge es más ligero, con un menor contenido de azufre, con una gravedad API promedio de 33. [3] El petróleo en el campo es relativamente joven, con una edad estimada de unos 2 millones de años, y probablemente se originó en la Formación Monterey subyacente . La falta de gas libre en el campo se utiliza como evidencia de la edad joven del petróleo; la misma condición prevalece en otros campos petrolíferos adyacentes a la Cuenca Ventura. Además, los biomarcadores y el modelado de fuentes de hidrocarburos sugieren un origen reciente para el petróleo: la Formación Monterey es una roca fuente fértil para los hidrocarburos y continúa produciendo petróleo, que migra hacia arriba, llenando los reservorios disponibles en lapsos de tiempo medidos en cientos de miles a millones de años. [4]
El yacimiento fue descubierto en abril de 1916 por la ahora extinta Oak Ridge Oil Co., que completó el pozo de descubrimiento en la Formación Sespe y encontró petróleo a unos 3.000 pies (910 m) por debajo de la superficie del suelo. [5] Si bien el primer pozo no fue un gran productor, ya que solo aportó 25 barriles por día (4,0 m 3 /d), fue suficiente para alentar una mayor exploración, y al año siguiente Oak Ridge Oil puso en marcha dos pozos más a profundidades menores que produjeron aproximadamente la misma cantidad. Otras empresas intentaron explotar el yacimiento y, en julio de 1917, la Santa Paula Oil Company inauguró un pozo de 100 barriles (16 m 3 ) por día a una profundidad de alrededor de 2.000 pies. [5]
Poco a poco, en el campo comenzaron a instalarse plataformas de perforación allí donde las condiciones de estabilidad lo permitían. En promedio, entre 1917 y 1929 se perforaron unos ocho pozos nuevos por año. [5] La ingeniería del campo fue un desafío, porque el terreno escarpado era propenso a deslizamientos de tierra y lodo durante la temporada de lluvias. [6] Después de 1929, debido a las condiciones económicas durante la Gran Depresión (incluida una marcada caída en el precio del petróleo), el ritmo de desarrollo de pozos disminuyó; solo se perforaron 11 pozos entre 1930 y 1942, menos de uno por año. [5]
A medida que se fue desarrollando el yacimiento, la presión del gas fue disminuyendo gradualmente, lo que redujo el peligro de reventones , un fenómeno que había sido común en los primeros días del desarrollo del yacimiento y que era relativamente común antes de la llegada de la tecnología moderna de prevención de reventones. Muchos de los cañones del lado norte de la montaña fueron represados con bermas de tierra para formar sumideros improvisados o cuencas de captación para los pozos que estallaron en la década de 1920. En 1941, la presión del gas dentro del yacimiento había disminuido hasta el punto de que el último pozo que fluía libremente dejó de producir por sí solo y fue necesario instalar una bomba, por lo que todos los pozos del yacimiento estaban en funcionamiento. A fines de 1943, el yacimiento contenía 93 pozos que producían petróleo. [5]
En diciembre de 1955 se descubrió el horizonte productor Bridge, a unos 2300 m (7500 pies) por debajo de la superficie del suelo en la Formación Pico, de la era del Plioceno , y el pozo de descubrimiento fluyó más de 200 barriles (32 m 3 ) en el primer día. Este resultó ser otro yacimiento productivo, con un espesor promedio de 180 m (600 pies) para la formación productora. [3]
A pesar del metódico desarrollo inicial del campo, la producción máxima no se produjo hasta 1959, después de que la inundación en la zona de Sespe hubiera estado funcionando durante tres años, y cuatro años después del descubrimiento de la productiva zona de Bridge al norte de la falla de Oak Ridge. En 1959, el campo produjo más de 7,4 millones de barriles (1.180.000 m3 ) de petróleo y en 1960 15.600 millones de pies cúbicos (440.000.000 m3 ) de gas natural. [3]
En la década de 1990, las principales compañías petroleras se retiraron del campo y vendieron sus participaciones a operadores independientes y más pequeños. Este evento reflejó una tendencia en toda la costa y la costa de California, ya que las empresas con grandes recursos financieros y participaciones internacionales decidieron centrarse en campos petrolíferos más fáciles de explotar en otras partes del mundo. Texaco , anteriormente Texas Company, que había sido uno de los principales operadores del campo en la década de 1940, vendió sus participaciones a Vintage Production ; Union Oil vendió muchas de sus participaciones a Torch Operating Company, que las vendió a Mirada Petroleum; Shell Oil vendió sus participaciones a una subsidiaria de Vintage Petroleum. Cuando Occidental Petroleum adquirió Vintage en 2006, se hizo cargo de la producción de la mayor parte del campo, aunque todavía funciona bajo la bandera de Vintage.
En 2010, quedaban 316 pozos activos en el campo y 8 operadores, de los cuales Vintage Petroleum era por lejos el más grande, con 266 pozos. Mirada Petroleum tenía 21 y The Termo Co. tenía 18; varios otros pequeños operadores poseían entre 1 y 3 pozos cada uno. [7] Como campo maduro, la producción estaba en constante declive, con solo 454.000 barriles (72.200 m 3 ) bombeados del campo en 2008. [8] La producción diaria promedio había caído a aproximadamente 4 barriles por día (0,64 m 3 /d) para los pozos de Vintage, y era incluso menor para algunos de los otros operadores. [9]
34°19′58″N 119°01′47″O / 34.3329, -119.0297