Modelling of temperature distribution around salt diapirs :application to hydrocarbons assessment
Citas bibliográficas
Enlace de Referencia
Autores
Autor corporativo
Recolector de datos
Otros/Desconocido
Director audiovisual
Editor/Compilador
Fecha
Resumen
Finite difference methods have been used to calculate the temperature distribution in the surrounding sediments of a salt diapir. In this model, results are in agreement with the work of Jensen, P.K. (1983). The temperature distribution around the salt diapir depends on the scale and its geometry; therefore, salt domes show a temperature gap above and beneath of them. The model presented here shows that the major positive anomaly of temperature above the salt dome is around 22-25°C, while the lowest anomaly varies from -20 to -25°C some meters beneath the bottom of the dome. Hence, in the presence of salt domes the maturity of the sequence changes, so hydrocarbons will be generated at a different time in the thermal history of the basin if salt domes are present. The case of Santos basin at Brazil shows the change in the rate of maturity; therefore, the potential reserves of oil increased in this country. Finally, it is important to study temperature anomalies because this phenomenon could explain the discoveries in ultra-deep water of Gulf of Mexico and some exploratory wells in Africa, allowing an increase of oil potential around the world
Resumen
Los métodos de diferencias finitas han sido usados para calcular la distribución de la temperatura en las capas sedimentarias alrededor de diapiros salinos. En este modelo los resultados concuerdan con los obtenidos por Jensen, P.K. (1983). La distribución de la temperatura en las vecindades de los diapiros salinos depende de la geometría y tamaño de los mismos, por lo tanto los domos salinos muestran algunas anomalias termicas tanto en la parte superior como inferior de estos. El modelo desarrollado en este trabajo muestra una anomalía positiva en la temperatura de 22-25°C, mientras que la anomalía negativa más baja es de -20 a 25°C algunos metros por debajo de la base del diapiro. Por lo tanto en la presencia de domos salinos la madurez de la secuencia sedimentaria cambia, lo que va a producir que los hidrocarburos se generen en un tiempo diferente de la historia termal de la cuenca si esta tiene capas y diapiros salinos. El caso de la cuenca de Santos en Brazil muestra los cambios descritos en la tasa de maduración de las rocas y por este fenómeno las reservas de petroleo han aumentado en este país. Finalmente es importante estudiar las anomalias termicas porqué este fenómeno puede explicar los descubrimientos en aguas ultra profundas en el golfo de México y otros pozos exploratorios en Africa, permitiendo un incremento en las reservas mundiales de petroleo.