Kapuni es un yacimiento de gas natural y condensado terrestre ubicado en la cuenca de Taranaki , una cuenca de rift parcialmente invertida de unos 100.000 km2 en la península de Taranaki en la Isla Norte de Nueva Zelanda . Descubierto en 1959 y puesto en producción en 1970, Kapuni siguió siendo el único yacimiento de gas y condensado en producción de Nueva Zelanda hasta que el yacimiento de gas marino Maui comenzó a producir en 1979. [1] [2]
Durante la orogenia Rangitata del Cretácico Inferior (~150–100 Ma) , se acumuló una cuña de acreción y se elevó en el margen de Gondwana en la actual Nueva Zelanda. [3] La topografía resultante se erosionó durante todo el Cretácico. [4] Después de la orogenia Rangitata, la expansión del fondo marino comenzó durante el Cretácico Medio. Esto resultó en la formación del mar de Tasmania cuando Nueva Zelanda se separó de Australia . Las fallas normales, incluida la falla de Manaia, se formaron a medida que la cuenca de Taranaki se desarrollaba durante la expansión del fondo marino . El rifting continuó hasta el Eoceno (~56 Ma), cuando la cuenca de Taranaki experimentó un hundimiento pasivo. Kapuni recolectó abundante material orgánico bajo la llanura costera y los ambientes fluvioestuarinos durante gran parte del Eoceno. [5] Se produjo una amplia transgresión marina entre el Oligoceno tardío y el Mioceno temprano (aproximadamente 28-20 Ma), y se depositaron lutitas sobre las lutitas y areniscas ricas en materia orgánica del Eoceno. [1]
Las fallas normales relacionadas con el rift del Cretácico al Paleoceno se reactivaron en el Eoceno tardío (~40–34 Ma) y experimentaron una inversión de cuenca sustancial en el Mioceno tardío (~12–5 Ma). Durante este tiempo, las estructuras de inversión que se hundieron hacia el norte, incluido el anticlinal Kapuni, se desarrollaron a lo largo de la falla Manaia y otras estructuras de rift en el cinturón móvil oriental de la cuenca de Taranaki. Más al oeste, en la plataforma estable occidental de la cuenca de Taranaki, las fallas relacionadas con el rift del Cretácico experimentaron poca tensión. [4] [6] La compresión cenozoica en la cuenca de Taranaki generalmente se ha atribuido a un cambio en el régimen de estrés causado por el desarrollo del sistema de subducción Hikurangi entre las placas del Pacífico y Australia frente a la costa este de la Isla Norte de Nueva Zelanda. [7] Las estructuras compresivas del Eoceno tardío en la cuenca de Taranaki corresponden a un período de tasas elevadas de elevación a lo largo de la falla alpina en la Isla Sur de Nueva Zelanda , que también se ha atribuido a la zona de subducción cercana. Kapuni está ubicada en la placa australiana, al oeste de la zona límite de la placa y por encima de la placa del Pacífico en subducción. [5]
Los gradientes geotérmicos actuales en la cuenca de Taranaki varían de 33 a 35 ° C/km en la costa cerca del campo Maui y en las partes del norte de la península de Taranaki hasta 25 ° C/km en Kapuni y otras partes del sureste de la península de Taranaki. [8]
Las rocas madre de Kapuni son una serie de secuencias de carbón de tipo III ricas en kerógeno de la Formación Mangahewa del Eoceno (~56–34 Ma) del Grupo Kapuni. Estos carbones se depositaron en ambientes de llanura costera y fluoestuarinos y alcanzan hasta 10 m de espesor. [1]
Al igual que sus rocas fuente, las capas de yacimiento de Kapuni se encuentran en la Formación Mangahewa del Eoceno y se depositaron como parte de una secuencia transgresiva general. Los yacimientos son predominantemente areniscas, lutitas y carbón depositados en entornos costeros, fluviales y estuarinos. Los yacimientos de Kapuni se encuentran por debajo de una profundidad de 3000 m. [5] Su espesor promedio varía de 20 m a 130 m, la fracción promedio de gas natural de 0,06 a 0,95 y la porosidad promedio de 12,2% a 16,8% en volumen. [1]
Los hidrocarburos del yacimiento Kapuni están atrapados en el anticlinal Kapuni, en la pared colgante de la falla Manaia, una falla inversa en el cinturón móvil oriental, que se inclina hacia el este. El anticlinal Kapuni es asimétrico, de doble inclinación y tiene aproximadamente 18 km de largo y 8 km de ancho. La falla Manaia se desarrolló inicialmente como una falla normal que limitaba el foso foso Manaia durante el rifting del Cretácico al Eoceno temprano asociado con la apertura del mar de Tasmania. La transpresión dextral asociada con el sistema de subducción Hikurangi provocó la reactivación de la falla y la inversión de la cuenca durante el Eoceno y el Mioceno, lo que resultó en el desarrollo del anticlinal Kapuni. [7] El tiro máximo en la falla Manaia es de 900 m. [5]
Las lutitas del Oligoceno medio (~30–25 Ma) de la Formación Otaraoa cubren la Formación Mangahewa, sellando los yacimientos de Kapuni. Estas lutitas se depositaron bajo un entorno de plataforma continental como parte de la misma amplia secuencia transgresiva bajo la cual se depositó la Formación Mangahewa. [1]
Las fallas son omnipresentes en el Grupo Kapuni y consisten predominantemente en fallas de rumbo de costado derecho de suroeste a noreste y fallas de rumbo izquierdo de noroeste a sureste. Estas fallas se formaron bajo regímenes de tensión transpresiva y compresiva durante el Eoceno tardío al Mioceno tardío y son indicativas de una dirección este-oeste de máxima tensión compresiva. En la porción norte del anticlinal Kapuni, estas dos tendencias de fallas dominantes se vuelven casi ortogonales entre sí. Esto es resultado de la rotación de bloques de fallas que produjo la extensión necesaria a lo largo de las unidades más jóvenes del anticlinal durante el crecimiento del pliegue. [5]
El gas de Kapuni es rico en CO2 y contiene aproximadamente entre un 40 y un 45 % molar de CO2 . Esto ha facilitado una diagénesis significativa y el desarrollo de porosidad secundaria, especialmente en el yacimiento K3E, uno de los principales yacimientos productores del campo. A partir de aproximadamente 5 Ma, la maduración térmica de las rocas fuente expulsó CO2 , que se disolvió en el agua subterránea. El agua subterránea ácida migró en dirección ascendente hacia la cresta del anticlinal de Kapuni, disolviendo feldespato y carbonatos a lo largo de su ruta. Los intervalos de clastos más gruesos experimentaron una disolución neta, mientras que los intervalos de grano más fino experimentaron la precipitación de arcillas autigénicas, carbonatos y cuarzo. La precipitación de cuarzo y cementos de carbonato comenzó aproximadamente hace 4 Ma a temperaturas superiores a los 100 ° C. La firma de isótopos de carbono de los cementos de carbonato en el yacimiento K3E sugiere un origen intraformacional. Como resultado de la diagénesis, el yacimiento K3E contiene áreas que exhiben una porosidad secundaria significativa y una calidad de yacimiento mejorada junto con regiones compactas y cementadas de mala calidad de yacimiento. [7]
El primer campo de gas natural de Nueva Zelanda, Kapuni, fue descubierto en 1959 por un equipo formado por Royal Dutch/Shell , British Petroleum y Todd Energy . [5] La producción de petróleo (principalmente condensado y líquidos de gas natural ) comenzó en 1970, y la producción de gas natural comenzó en 1971. La producción alcanzó su punto máximo en 1977 con más de 64 PJ/año de gas y casi 31 PJ/año de petróleo. La producción de Kapuni disminuyó precipitadamente después de que el campo de gas Maui, más productivo y en alta mar, comenzara a producir en 1979. British Petroleum vendió su propiedad de Kapuni a Royal Dutch/Shell y Todd Energy en 1991, y Todd Energy se convirtió en el único propietario del campo en 2017. A partir de 2011, Kapuni produce casi 18 PJ/año de gas natural y 2,25 PJ/año de petróleo. Esto representa el 9,9% de la producción de gas natural de Nueva Zelanda y el 2,3% de la producción de petróleo de Nueva Zelanda. [9]
Como la producción ha disminuido naturalmente con el tiempo, los propietarios de Kapuni han implementado fracturación hidráulica , cortes de agua, reinyecciones de gas y otras técnicas de producción complementarias desde la década de 1980.
Con cuatro pozos establecidos al final de la evaluación de campo en 1963, Kapuni ha crecido hasta contar actualmente con veinte pozos en nueve sitios de pozos. El gas natural y los líquidos se separan, procesan y tratan para eliminar el CO2 en el sitio. [10]
39°28′36″S 174°10′21″E / 39.47667, -39.47667; 174.17250