Kapuni
Kapuni är ett onshore naturgas-kondensatfält beläget i Taranaki Basin , en ~100 000 km 2 delvis inverterad sprickbassäng på Taranakihalvön i North Island , Nya Zeeland . Upptäcktes 1959 och togs i produktion 1970, Kapuni förblev Nya Zeelands enda producerande gaskondensatfält tills Maui-gasfältet offshore började produceras 1979.
Geologi
Geologisk historia
Under den lägre kritaperioden (~150–100 Ma) Rangitata Orogeny ackumulerades en ackretionär kil och lyftes upp på kanten av Gondwana i dagens Nya Zeeland. Den resulterande topografin eroderades genom hela kritatiden. Efter Rangitata Orogeny började havsbottnens spridning under mellankrita. Detta resulterade i bildandet av Tasmanhavet när Nya Zeeland separerade från Australien . Normala förkastningar, inklusive Manaia-förkastningen, bildades när Taranaki-bassängen utvecklades under havsbottenspridningen . Riftningen fortsatte fram till eocenen (~56 Ma), då Taranaki-bassängen genomgick passiv sättning. Kapuni samlade rikligt med organiskt material under kustnära slätter och flodmynningsmiljöer under stora delar av eocen. En bred marin transgression inträffade under sen oligocen till tidig miocen (~28–20 Ma), och lerstenar avsattes ovanpå eocenens organiskt rika skiffer och sandstenar.
Krita till Paleocen rift-relaterade normala förkastningar återaktiverades i sen eocen (~40–34 Ma) och upplevde betydande bassänginversion i den sena miocen (~12–5 Ma). Under denna tid utvecklades nord-stupande inversionsstrukturer, inklusive Kapuni Anticline, längs Manaia-förkastningen och andra sprickstrukturer i Taranaki-bassängens östra mobila bälte. Längre västerut, i Taranaki Basin's Western Stable Platform, upplevde krita sprickor relaterade förkastningar liten belastning. Kenozoisk kompression i Taranaki-bassängen har generellt tillskrivits en förändring i stressregim orsakad av utvecklingen av Hikurangi-subduktionssystemet mellan Stilla havet och Australiens plattor utanför östkusten av Nya Zeelands nordön. Kompressionsstrukturer från sen eocen i Taranakibassängen motsvarar en period av förhöjda höjningshastigheter längs den alpina förkastningen på Nya Zeelands sydön som också har tillskrivits den närliggande subduktionszonen. Kapuni ligger på den australiensiska plattan, väster om plattans gränszon och ovanför den subducerande Stillahavsplattan.
Nuvarande geotermiska gradienter i Taranaki Basin varierar från 33–35 ° C/km offshore nära Maui Field och i norra delar av Taranaki-halvön till 25 ° C/km i Kapuni och andra sydöstra delar av Taranaki-halvön.
Källstenar
Kapunis källbergarter är en serie av typ III - kerogenrika kolsekvenser i den eocena (~56–34 Ma) Mangahewa-formationen i Kapuni-gruppen. Dessa kol avsattes under kustslätter och fluo-flodmynningar och når upp till 10 m tjocka.
Reservoarer
Liksom dess källbergarter är Kapunis reservoarlager belägna i den eocena Mangahewa-formationen och deponerades som en del av en allmän transgressiv sekvens. Reservoarerna är till övervägande del sandstenar, skiffer och kol avsatta i kust-, flod- och flodmynningsmiljöer. Kapunis reservoarer ligger under ett djup av 3000 m. De varierar i genomsnittlig tjocklek från 20 m till 130 m, genomsnittlig naturgasfraktion från 0,06 till 0,95 och genomsnittlig porositet från 12,2% till 16,8% i volym.
Kapuni Antiklin
Kolväten från Kapunifältet fångas av Kapuni-antilinjen, i den hängande väggen på Manaia-förkastningen, som ligger i öster, en omvänd förkastning i det östra mobila bältet. Kapuni Anticline är asymmetrisk, dubbelt störtande och cirka 18 km lång och 8 km bred. Manaia-förkastningen utvecklades initialt som ett normalt förkastning som avgränsade Manaia-graben under krita till tidig eocen-sprickning i samband med öppnandet av Tasmanhavet. Dextral transpression associerad med Hikurangi-subduktionssystemet orsakade felreaktivering och bassänginversion under eocen och miocen, vilket resulterade i utvecklingen av Kapuni-antiklinen. Max kast på Manaia Fault är 900 m.
Täta
Mellan oligocen (~30–25 Ma) lerstenar från Otaraoa-formationen över Mangahewa-formationen, som tätar Kapunis reservoarer. Dessa lerstenar deponerades under en kontinentalsockelmiljö som en del av samma breda transgressiva sekvens som Mangahewaformationen deponerades under.
Felaktigt
Förkastning är genomgående i Kapuni-gruppen och består till övervägande del av sydväst-nordost höger-laterala och nordväst-sydostliga vänster-laterala förkastningar. Dessa förkastningar bildades under transpressions- och kompressionsspänningsregimer under sen eocen till sen miocen och indikerar en öst-västlig riktning med maximal tryckspänning. I den norra delen av Kapuni Anticline blir dessa två dominerande förkastningstrender nästan ortogonala mot varandra. Detta är ett resultat av förkastningsblockrotation som gav nödvändig förlängning längs antiklinens yngre enheter under vecktillväxt.
Sekundär porositet
Kapunis gas är CO 2 -rik och innehåller cirka 40-45 mol% CO 2 . Detta har underlättat betydande diagenes och utvecklingen av sekundär porositet, särskilt i K3E-reservoaren, en av fältets huvudsakliga producerande reservoarer. Med början på cirka 5 Ma, drev termisk mognad av källbergarter ut CO 2 , som löstes upp i grundvattnet. Det sura grundvattnet vandrade uppåt mot toppen av Kapuni-antiklinen och löste upp fältspat och karbonater längs vägen. Intervaller av grövre klasser upplevde nettoupplösning, medan finare intervall upplevde utfällning av autentiska leror, karbonater och kvarts. Utfällning av kvarts- och karbonatcement började cirka 4 Ma vid temperaturer över 100 ° C. Kolisotopsignaturen för karbonatcement i K3E-reservoaren antyder ett intraformationellt ursprung. Som ett resultat av diagenes innehåller K3E-reservoaren områden som uppvisar betydande sekundär porositet och förbättrad reservoarkvalitet tillsammans med täta, cementerade områden med dålig reservoarkvalitet.
Produktionshistorik
Nya Zeelands första naturgasfält, Kapuni, upptäcktes 1959 av ett team bestående av Royal Dutch/Shell , British Petroleum och Todd Energy . Produktionen av olja (främst kondensat och naturgasvätskor ) började 1970 och produktionen av naturgas började 1971. Produktionen toppade 1977 med över 64 PJ/år gas och nästan 31 PJ/år olja. Kapunis produktion minskade hastigt efter att det mer produktiva, offshore-Maui-gasfältet började produceras 1979. British Petroleum sålde sitt ägande av Kapuni till Royal Dutch/Shell och Todd Energy 1991, och Todd Energy blev fältets enda ägare 2017. Från och med 2011 Kapuni producerar nästan 18 PJ/år naturgas och 2,25 PJ/år olja. Detta står för 9,9 % av Nya Zeelands naturgasproduktion och 2,3 % av Nya Zeelands oljeproduktion.
Eftersom produktionen naturligt har minskat med tiden har Kapunis ägande implementerat hydraulisk sprickbildning , vattenavstängningar, gasåterinjektioner och andra kompletterande produktionstekniker sedan 1980-talet.
Med fyra brunnar etablerade vid slutet av fältutvärderingen 1963, har Kapuni vuxit till att för närvarande bestå av tjugo brunnar på nio brunnsplatser. Naturgas och vätskor separeras, bearbetas och behandlas för CO 2 på plats.