Mar do Norte

@book{parker1977lower2,
    author = "Parker, J. R",
    title = "Lower Tertiary sand development in the central North Sea, in Developments in Petroleum Geology",
    year = "1977",
    publisher = "Essex, England, Applied Science Publications, Limited, v. 1, p. 447-453",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Parker, J. R., 1977, Lower Tertiary sand development in the central North Sea, in Developments in Petroleum Geology: Essex, England, Applied Science Publications, Limited, v. 1, p. 447-453.}"
}

@article{feheritier1978frigg,
    author = "F. E. Heritier, P. Lossel, E. Wathn",
    title = "Frigg Field--Large Submarine-Fan Trap in Lower Eocene Sandstones of North Sea Viking Graben: RESUMO",
    year = "1978",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/c1ea4aa4-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/c1ea4aa4-16c9-11d7-8645000102c1865d",
    volume = "62"
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@techreport{heritier1979frigg1,
    author = "Heritier, F. E. e Lossel, P. e Wathne, E",
    title = "Frigg Field - grande armadilha de leque submarino em rochas do Eoceno inferior do Mar do Norte",
    year = "1979",
    howpublished = "American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 63, p. 1999-2020",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Heritier, F. E., Lossel, P., e Wathne, E., 1979, Frigg Field - grande armadilha de leque submarino em rochas do Eoceno inferior do Mar do Norte: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 63, p. 1999-2020.}"
}

Resumo Este artigo revisa os desenvolvimentos de campo no Shelf Continental Britânico (UKCS) até à data, quanto a características técnicas, escalas de tempo de desenvolvimento e economia. São identificadas as tendências atuais de desenvolvimento de campo no UKCS, incluindo o uso de terminações submersas e plataformas de produção flutuantes (FPP's) para o desenvolvimento de pequenos campos em águas profundas. São apresentadas comparações económicas para uma gama de desenvolvimentos de campo sob os regimes fiscais e fiscais existentes do U.K. Discutem-se os efeitos dos preços instáveis do petróleo nas taxas de retorno (ROR's), juntamente com o efeito das alterações fiscais na economia dos campos. Introdução O Mar do Norte é uma província petrolífera madura em que os desenvolvimentos atuais representam a terceira geração. A produção total de petróleo do UKCS ultrapassou a sua taxa de pico durante 1985, e a atenção deve focar-se cada vez mais no investimento em novos campos para substituir a produção em declínio dos 30 campos petrolíferos atualmente em produção. No entanto, o clima económico atual é desfavorável ao novo investimento em campos petrolíferos do UKCS. Os preços mundiais do petróleo* colapsaram de $31/bbl [$195/m3] em Nov. 1985* colapsaram de $31/bbl [$195/m3] em Nov. 1985 para abaixo de $9/bbl [$57/m3] em Julho 1986, recuperando-se para cerca de $14/bbl [$88/m3] em Out. 86. Este colapso do preço do petróleo de 70% num período de 9 meses causou um golpe avassalador à nossa indústria, que tem visto um declínio de cerca de 6 x 10 6 B/D [0.95 x 10 6 m3/d] na procura total de petróleo no mundo livre desde 1979. A situação é ainda mais agravada porque os futuros projetos do UKCS desenvolverão campos de dimensão cada vez menor em termos de reservas recuperáveis. Esta dupla penalidade de redução do tamanho do campo para desenvolvimento e preços do petróleo significativamente mais baixos torna muito difícil, neste momento, justificar o necessário novo investimento em campos petrolíferos do UKCS. As perspetivas para o desenvolvimento contínuo de campos de gás do UKCS parecem mais saudáveis. Os desenvolvimentos de gás relacionam-se mais estreitamente com aqueles para fontes alternativas de energia primária, como carvão ou energia nuclear. Os contratos de fornecimento de gás são de longo prazo em vez de relacionados com o mercado spot, com preços especificados e quantidades mínimas de retirada, cláusulas take-or-pay e fórmulas estritas para ajustes de preços. Tais medidas são necessárias para salvaguardar o grande investimento em instalações de campo totalmente dedicadas e na infraestrutura de um gasoduto de exportação e terminal onshore necessário para levar o gás ao mercado específico para o qual foi contratado. Os contratos de gás do UKCS incorporaram tradicionalmente indexação de preços com base numa mistura equilibrada de petróleo, outras energias primárias e fatores de inflação geral. Como resultado, energia primária, e fatores de inflação geral. Como resultado do colapso do preço do petróleo, é provável que haja maior ênfase nos novos contratos de fornecimento de gás na indexação de preços do petróleo e produtos petrolíferos, talvez também com uma override ligada ao preço do petróleo para permitir talvez também com uma override ligada ao preço do petróleo para permitir quedas acentuadas e sustentadas nos preços do petróleo e produtos. Os recursos potenciais de gás do UKCS e a procura projetada de gás do U.K. estão mais próximos de estar em equilíbrio, com a maioria dos analistas prevendo um défice líquido até meados dos anos 90. Assim prevendo um défice líquido até meados dos anos 90. Assim as perspetivas gerais para o UKCS, em particular os desenvolvimentos de gás na bacia sul, permanecem bastante boas, como evidenciado pela continuação de projetos como os V-fields da Conoco e o Lincolnshire Offshore Gas Gathering System (LOGGS) e os campos Cleeton e Ravenspurn South da British Petroleum (BP), incluindo um novo gasoduto troncal e terminal onshore. Isto contrasta fortemente com os recentes contratempos aos grandes desenvolvimentos de campos petrolíferos, como o complexo Gannet/Kittiwake da Shell Esso ou o Miller da BP Conoco. Para estes e outros potenciais desenvolvimentos de campos petrolíferos do UKCS, são necessárias revisões principais para reduzir substancialmente os custos em resposta ao colapso do preço do petróleo. Agora parece ser o momento adequado para rever os custos históricos, as tendências de desenvolvimento e a economia para auxiliar futuros desenvolvimentos de campo. O momento exato para uma parte destes desenvolvimentos permanece em questão, mas não há dúvida de que a maioria dos campos do UKCS restantes para desenvolvimento será produzida no devido tempo. Este artigo limita-se à consideração apenas de campos do UKCS, com referência feita a outros quando apropriado. Desenvolvimentos de Campos de Gás na Bacia Sul Em 1959, um gigantesco campo de gás onshore foi descoberto em Groningen, norte da Holanda, em formações areníticas do Rotliegende Permiano. Este evento desencadeou a procura de hidrocarbonetos no Mar do Norte. A partir de meados dos anos 1960, vários campos de gás do Permiano foram descobertos numa tendência que se estende através do sul do Mar do Norte da Holanda ao U.K., que continua a ser perfurado intensivamente. A Tabela I dá uma cronologia e resumo das instalações, e a Tabela 2 dá um resumo de custos e economia, para campos de gás na bacia sul do UKCS. Os custos de capital para estes desenvolvimentos são baixos em comparação com os dos campos petrolíferos do Mar do Norte. No entanto, as ROR's reais para os projetos anteriores são baixas devido aos preços de gás muito baixos negociados pela British Gas quando era o monopólio preços negociados pela British Gas quando era o monopólio comprador. JPT p. 1311

@article{thomas1986north,
    author = "Thomas, W.A.",
    title = "Desenvolvimentos no Campo do Mar do Norte: Custos Históricos e Tendências Futuras",
    year = "1986",
    journal = "Journal of Petroleum Technology",
    abstract = "Resumo Este artigo revisa os desenvolvimentos de campos na Plataforma Continental do Reino Unido (UKCS) até à data, quanto a características técnicas, escalas temporais de desenvolvimento e economia. São identificadas as tendências atuais de desenvolvimento de campos na UKCS, incluindo o uso de completamentos submersos e plataformas de produção flutuantes (FPP's) para o desenvolvimento de pequenos campos em águas profundas. São apresentadas comparações económicas para uma gama de desenvolvimentos de campos sob os regimes fiscais e fiscais existentes do Reino Unido. Discutem-se os efeitos dos preços instáveis do petróleo nas taxas de retorno (ROR's), juntamente com os efeitos das alterações fiscais na economia dos campos. Introdução O Mar do Norte é uma província petrolífera madura em que os desenvolvimentos atuais representam a terceira geração. A produção total de petróleo da UKCS ultrapassou a sua taxa de pico durante 1985, e a atenção deve focar-se cada vez mais no investimento em novos campos para substituir a produção em declínio dos 30 campos petrolíferos atualmente em exploração. No entanto, o atual clima económico é desfavorável ao novo investimento em campos petrolíferos da UKCS. Os preços mundiais do petróleo* colapsaram de $31/bbl [$195/m3] em Novembro de 1985 para abaixo de $9/bbl [$57/m3] em Julho de 1986, recuperando-se para cerca de $14/bbl [$88/m3] em Outubro de 1986. Este colapso dos preços do petróleo de 70% num período de 9 meses causou um golpe devastador à nossa indústria, que tem visto um declínio de cerca de 6 x 10 6 B/D [0.95 x 10 6 m3/d] na procura total de petróleo no mundo livre desde 1979. A situação é ainda mais agravada porque os futuros projetos da UKCS desenvolverão campos de dimensão cada vez menor em termos de reservas recuperáveis. Esta dupla penalidade de redução do tamanho do campo para desenvolvimento e preços do petróleo significativamente mais baixos torna muito difícil, neste momento, justificar o necessário novo investimento em campos petrolíferos da UKCS. As perspetivas para o desenvolvimento contínuo de campos de gás da UKCS parecem mais saudáveis. Os desenvolvimentos de gás estão mais relacionados com aqueles para fontes alternativas de energia primária, como carvão ou energia nuclear. Os contratos de fornecimento de gás são de longo prazo, em vez de relacionados com o mercado spot, com preços especificados e quantidades mínimas de retirada, cláusulas take-or-pay e fórmulas estritas para ajustes de preços. Tais medidas são necessárias para salvaguardar o grande investimento em instalações de campo totalmente dedicadas e na infraestrutura de uma pipeline de exportação e terminal onshore necessários para levar o gás ao mercado específico para o qual foi contratado. Os contratos de gás da UKCS incorporaram tradicionalmente indexação de preços com base numa mistura equilibrada de petróleo, outras fontes de energia primária e fatores de inflação geral. Como resultado do colapso dos preços do petróleo, é provável que haja maior ênfase nos novos contratos de fornecimento de gás na indexação de preços do petróleo e produtos petrolíferos, talvez também com uma cláusula de override ligada ao preço do petróleo para permitir quedas acentuadas e sustentadas nos preços do petróleo e produtos. Os recursos potenciais de gás da UKCS e a procura projetada de gás do Reino Unido estão mais próximos de um equilíbrio, com a maioria dos analistas prevendo um défice líquido até meados dos anos 1990. Assim, as perspetivas gerais para a UKCS, em particular os desenvolvimentos de gás na bacia sul, permanecem bastante boas, como evidenciado pela continuação de projetos como os V-fields da Conoco e o Sistema de Coleta de Gás Offshore de Lincolnshire (LOGGS) e os campos Cleeton e Ravenspurn South da British Petroleum (BP), incluindo uma nova linha troncal e terminal onshore. Isto contrasta fortemente com os recentes contratempos nos grandes desenvolvimentos de campos petrolíferos, como o complexo Gannet/Kittiwake da Shell Esso ou o Miller da BP Conoco. Para estes e outros desenvolvimentos potenciais de campos petrolíferos da UKCS, são necessárias revisões principais para reduzir substancialmente os custos em resposta ao colapso dos preços do petróleo. Agora parece ser o momento adequado para rever os custos históricos, as tendências de desenvolvimento e a economia para auxiliar futuros desenvolvimentos de campos. O timing preciso para uma parte destes desenvolvimentos permanece em questão, mas não há dúvida de que a maioria dos campos da UKCS restantes para desenvolvimento será produzida no devido tempo. Este artigo limita-se à consideração apenas de campos da UKCS, com referência feita a outros quando apropriado. Desenvolvimentos de Campos de Gás na Bacia Sul Em 1959, foi descoberto um gigantesco campo de gás onshore em Groningen, no norte da Holanda, em formações areníticas do Rotliegende Permiano. Este evento desencadeou a procura de hidrocarbonetos no Mar do Norte. A partir de meados dos anos 1960, foram descobertos vários campos de gás do Permiano numa tendência que se estende através do Mar do Norte sul, da Holanda ao Reino Unido, que continua a ser explorado intensivamente. A Tabela I fornece uma cronologia e resumo das instalações, e a Tabela 2 fornece um resumo de custos e economia, para campos de gás da bacia sul da UKCS. Os custos de capital para estes desenvolvimentos são baixos em comparação com os dos campos petrolíferos do Mar do Norte. No entanto, as taxas reais de retorno (ROR's) para os projetos anteriores são baixas devido aos preços de gás muito baixos negociados pela British Gas quando era o comprador monopolista. JPT p. 1311",
    url = "https://doi.org/10.2118/12984-pa",
    doi = "10.2118/12984-pa",
    number = "11",
    pages = "1211-1220",
    volume = "38"
}

O progresso contínuo em questões de desenvolvimento de recursos fronteiriços depende da evitação de erros passados. O desenvolvimento de campos de petróleo e gás no ambiente hostil do Mar do Norte representa um esforço pioneiro majoritário que testemunhou a introdução bem-sucedida de muitas novas tecnologias. No entanto, a avaliação do sucesso das empreendimentos no Mar do Norte tem sido confundida pelo impacto da inflação e realinhamentos cambiais. Uma análise recente por Castle) do desempenho econômico de campos no Mar do Norte sugere que esses campos teriam sido 'subaquáticos' (devido a desempenho técnico inferior) se não tivessem sido "salvos" pelos aumentos no preço do petróleo bruto, particularmente em 1979. Examinam-se os fatores técnicos responsáveis pela observação de Castle para certos campos e conclui-se que é necessário maior cuidado ao relacionar a incerteza de desempenho do reservatório com dados de poços de avaliação pré-desenvolvimento. Tentam-se destacar algumas das áreas potenciais de problemas encontradas ao definir um plano de desenvolvimento com a ajuda de modelos de simulação de reservatório. Analisam-se dados publicados para dois campos típicos do Mar do Norte: Thistle e Beatrice, que são amplificados com observações de experiência pessoal. Introdução A Tabela 1 é parcialmente extraída de um artigo recente por Castle(l) onde se tentou estimar quanto seriam lucrativos 19 campos do Mar do Norte se os preços tivessem permanecido planos desde o momento em que o desenvolvimento foi iniciado. Essas estimativas de taxa de retorno "proforma", que ignoram o imposto sobre receita de petróleo bem como impostos corporativos, e apenas deduzem a royalty de 12? %, indicaram que apenas 14 campos de fato geraram um fluxo de caixa positivo e, desses, apenas 7 geraram uma taxa de retorno superior a 15%. À primeira vista, a análise de Castle leva a concluir que o desempenho da indústria de petróleo no Mar do Norte foi, em termos reais, uma decepção econômica. A Tabela 1 foi ampliada com dados de desempenho técnico extraídos do Livro Brown do Reino Unido(2). É bem conhecido que a indústria de petróleo e vários Tesouros Nacionais da Europa noroeste têm derivado grande benefício da Província de Petróleo do Mar do Norte. Em termos de dinheiro da época, as taxas de retorno foram mais que adequadas para permitir o reembolso rápido de empréstimos, uma "participação" governamental muito grande, bem como para financiar desenvolvimentos adicionais. Isso se deve, como Castle aponta, à inflação e flutuações cambiais 'salvando' os projetos do Mar do Norte, a maioria dos quais sofreu com atrasos na construção, superação de custos e déficits de produção. Neste artigo, tenta-se identificar as principais razões técnicas para o desempenho inferior de dois dos campos de Castle: Thistle e Beatrice (Fig. 1). Esses campos são bastante bem documentados (veja a lista de referências) e, portanto, fornecem muito material de estudo. Esta amostra, além disso, inclui um campo jurássico típico da "Província Brent", representando um dos desenvolvimentos pioneiros, bem como um posterior, não-Brent "descobrimento marginal" que se beneficia de cinco anos de progresso tecnológico offshore. Portanto, é uma amostra representativa e fornece uma visão justa dos riscos técnicos inerentes aos desenvolvimentos offshore. No contexto dos desenvolvimentos offshore do U.K., ambos os campos são bem-sucedidos.

@article{vanoort1988lessons,
    author = "Van Oort, B.",
    title = "Lições Aprendidas no Desenvolvimento de Campos de Petróleo do Mar do Norte",
    year = "1988",
    journal = "Journal of Canadian Petroleum Technology",
    abstract = {O progresso contínuo em questões de desenvolvimento de recursos fronteiriços depende da evitação de erros passados. O desenvolvimento de campos de petróleo e gás no hostil ambiente do Mar do Norte representa um esforço pioneiro majoritário que testemunhou a introdução bem-sucedida de muitas novas tecnologias. No entanto, a avaliação do sucesso das empreendimentos do Mar do Norte tem sido confundida pelo impacto da inflação e realinhamentos de moeda. Uma análise recente por Castle) do desempenho econômico de campos do Mar do Norte sugere que esses campos teriam sido 'subaquáticos' (devido ao desempenho técnico inferior) se não tivessem sido "resgatados" pelos aumentos no preço do petróleo bruto, particularmente em 1979. Examinam-se os fatores técnicos responsáveis pela observação de Castle para certos campos e conclui-se que é necessário maior cuidado ao relacionar a incerteza do desempenho do reservatório com dados de poços de avaliação pré-desenvolvimento. Tentam-se destacar algumas das áreas potenciais de problemas encontradas ao definir um plano de desenvolvimento com a ajuda de modelos de simulação de reservatório. Analisam-se dados publicados para dois campos típicos do Mar do Norte: Thistle e Beatrice, que são amplificados com observações de experiência pessoal. Introdução A Tabela 1 é parcialmente extraída de um artigo recente por Castle(l) onde foi feita uma tentativa de estimar quanto seriam lucrativos 19 campos do Mar do Norte se os preços tivessem permanecido planos desde o momento em que o desenvolvimento foi iniciado. Essas estimativas de taxa de retorno "proforma", que ignoram o imposto sobre receita de petróleo bem como impostos corporativos, e apenas deduzem a royalty de 12? \%, indicaram que apenas 14 campos de fato geraram um fluxo de caixa positivo e, desses, apenas 7 geraram uma taxa de retorno superior a 15\%. À primeira vista, a análise de Castle leva a concluir que o desempenho da indústria de petróleo no Mar do Norte foi, em termos reais, uma decepção econômica. A Tabela 1 foi ampliada com dados de desempenho técnico extraídos do Livro Brown do Reino Unido(2). É bem conhecido que a indústria de petróleo e vários Tesouros Nacionais da Europa noroeste têm derivado grande benefício da Província de Petróleo do Mar do Norte. Em termos de moeda da época, as taxas de retorno foram mais que adequadas para permitir o reembolso rápido de empréstimos, uma "participação" governamental muito grande, bem como para financiar desenvolvimentos adicionais. Isso se deve, como Castle aponta, à inflação e flutuações cambiais 'resgatando' os projetos do Mar do Norte, a maioria dos quais sofreu com atrasos na construção, estouros de custos e déficits de produção. Neste artigo, faz-se uma tentativa de identificar as principais razões técnicas para o desempenho inferior de dois dos campos de Castle: Thistle e Beatrice (Fig. 1). Esses campos são bastante bem documentados (veja a lista de referências) e, portanto, fornecem muito material de estudo. Esta amostra, além disso, inclui um campo jurássico típico da "Província Brent" representando um dos desenvolvimentos pioneiros, bem como um posterior, não-Brent "descobrimento marginal" que se beneficia de cinco anos de progresso tecnológico offshore. Portanto, é uma amostra representativa e dá uma visão justa dos riscos técnicos inerentes aos desenvolvimentos offshore. No contexto dos desenvolvimentos offshore do U.K., ambos os campos são bem-sucedidos.},
    url = "https://doi.org/10.2118/88-06-11",
    doi = "10.2118/88-06-11",
    number = "06",
    volume = "27"
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@article{spencerrwinter1989alba,
    author = "Spencer R. Winter, Henry H. Brettha",
    title = "Alba Field--Middle Eocene Deep-Water Channel in U.K. North Sea: RESUMO",
    year = "1989",
    journal = "AAPG Bulletin",
    url = "https://doi.org/10.1306/44b49f79-170a-11d7-8645000102c1865d",
    doi = "10.1306/44b49f79-170a-11d7-8645000102c1865d",
    volume = "73"
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@article{doi1011441354079310022,
    author = "Kilhams, Ben A. e Godfrey, S. e Hartley, A. e Huuse, M.",
    title = "An integrated 3D seismic, petrophysical and analogue core study of the Mid-Eocene Grid channel complex in the greater Nelson Field area, UK Central North Sea",
    year = "2011",
    journal = "Petroleum Geoscience",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/86bf040d4d8e6ae807b7737277967411c105622b",
    doi = "10.1144/1354-079310-022",
    is_oa = "true",
    number = "2",
    pages = "127-142",
    semanticscholar_citation_count = "12",
    semanticscholar_id = "86bf040d4d8e6ae807b7737277967411c105622b",
    volume = "17"
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A presença de arenitos portadores de hidrocarbonetos no Eoceno da área do Forties foi documentada pela primeira vez em 1985, quando um poço de desenvolvimento do campo do Forties (Paleoceno) descobriu o campo do Brimmond. Mais hidrocarbonetos no Eoceno foram descobertos no campo adjacente do Maule em 2009. A geometria do reservatório derivada de dados sísmicos tridimensionais forneceu evidências tanto para uma origem deposicional quanto de areia injetada para os arenitos do Eoceno. O campo do Brimmond está localizado em um complexo de canal de águas profundas que se estende para o sudeste, enquanto os arenitos do campo do Maule têm a geometria de uma folha de injeção na margem updip do sistema de canal do Brimmond, com uma característica em forma de cone emanando do topo do Membro de Arenito do Forties (Paleoceno). A geometria dos arenitos do Eoceno no campo do Maule indica que eles são intrusivos e originaram-se pela fluidização e injeção de areia durante o enterro. A partir de dados sísmicos e de poço, não está claro se a areia que foi injetada para formar o reservatório do Maule foi derivada de arenitos deposicionais do Eoceno ou do subjacente Membro de Arenito do Forties. Essas duas alternativas são testadas comparando as características geoquímicas de minerais pesados e granados dos arenitos injetados no campo do Maule com os arenitos deposicionais do campo do Brimmond e os arenitos do Forties do campo do Forties. O estudo revelou diferenças significativas entre os arenitos do campo do Forties e aqueles dos campos do Maule e do Brimmond), tanto em termos de dados geoquímicos de minerais pesados e granados. Portanto, os arenitos do Brimmond-Maule e do Forties têm proveniências diferentes e não estão geneticamente relacionados, indicando que os arenitos no campo do Maule não originaram-se pela fluidização de arenitos do Forties. Por contraste, as características de proveniência dos arenitos deposicionais do Brimmond são muito comparáveis com intrusões de arenito no campo do Maule. Concluímos que os injetitos no campo do Maule formaram-se pela fluidização de arenitos deposicionais do Brimmond, mas não excluímos a importante função da água do enorme aquífero do Membro de Arenito do Forties subjacente como o agente para desenvolver o suprimento de fluidos e elevar a pressão de poros para fluidizar e injetar a areia do Eoceno. O estudo demonstrou que os estudos de proveniência de minerais pesados são um método eficaz para rastrear a origem de arenitos injetados, que estão cada vez mais sendo reconhecidos como um importante play de hidrocarbonetos.

@article{doi10130606141312191,
    author = "Morton, A. and McFadyen, S. and Hurst, A. and Pyle, J. and Rose, P.",
    title = "Constraining the origin of reservoirs formed by sandstone intrusions: Insights from heavy mineral studies of the Eocene in the Forties area, United Kingdom central North Sea",
    year = "2014",
    journal = "AAPG Bulletin",
    abstract = "A presença de arenitos portadores de hidrocarbonetos no Eoceno da área do Forties foi documentada pela primeira vez em 1985, quando um poço de desenvolvimento do campo do Forties (Paleoceno) descobriu o campo do Brimmond. Mais hidrocarbonetos no Eoceno foram descobertos no campo adjacente do Maule em 2009. A geometria do reservatório derivada de dados sísmicos tridimensionais forneceu evidências tanto para uma origem deposicional quanto de areia injetada para os arenitos do Eoceno. O campo do Brimmond está localizado em um complexo de canal de águas profundas que se estende para o sudeste, enquanto os arenitos do campo do Maule têm a geometria de uma folha de injeção na margem updip do sistema de canal do Brimmond, com uma característica em forma de cone emanando do topo do Membro de Arenito do Forties (Paleoceno). A geometria dos arenitos do Eoceno no campo do Maule indica que eles são intrusivos e originaram-se pela fluidização e injeção de areia durante o enterro. A partir de dados sísmicos e de poço, não está claro se a areia que foi injetada para formar o reservatório do Maule foi derivada de arenitos deposicionais do Eoceno ou do subjacente Membro de Arenito do Forties. Essas duas alternativas são testadas comparando as características geoquímicas de minerais pesados e granados dos arenitos injetados no campo do Maule com os arenitos deposicionais do campo do Brimmond e os arenitos do Forties do campo do Forties. O estudo revelou diferenças significativas entre os arenitos do campo do Forties e aqueles dos campos do Maule e do Brimmond), tanto em termos de dados geoquímicos de minerais pesados e granados. Portanto, os arenitos do Brimmond-Maule e do Forties têm proveniências diferentes e não estão geneticamente relacionados, indicando que os arenitos no campo do Maule não originaram-se pela fluidização de arenitos do Forties. Por contraste, as características de proveniência dos arenitos deposicionais do Brimmond são muito comparáveis com intrusões de arenito no campo do Maule. Concluímos que os injetitos no campo do Maule formaram-se pela fluidização de arenitos deposicionais do Brimmond, mas não excluímos a importante função da água do enorme aquífero do Membro de Arenito do Forties subjacente como o agente para desenvolver o suprimento de fluidos e elevar a pressão de poros para fluidizar e injetar a areia do Eoceno. O estudo demonstrou que os estudos de proveniência de minerais pesados são um método eficaz para rastrear a origem de arenitos injetados, que estão cada vez mais sendo reconhecidos como um importante play de hidrocarbonetos.",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/538242d29128c738455e27aa4efdcabe58b1322a",
    doi = "10.1306/06141312191",
    is_oa = "true",
    number = "3",
    pages = "545-561",
    semanticscholar_citation_count = "11",
    semanticscholar_id = "538242d29128c738455e27aa4efdcabe58b1322a",
    volume = "98"
}

O campo de Culzean, de alta pressão e alta temperatura, no Mar do Norte Central do Reino Unido, contém condensado de gás pobre em arenitos do Triássico Joanne e arenitos do Jurássico Médio Pentland. Um programa abrangente de análise de gás foi instalado como parte integrante do desenvolvimento do campo, a fim de monitorar a composição, distribuição e origem do gás nos reservatórios e no sobrejacentes antes do início da produção. Foram coletadas amostras de gás Isotube OUT e Isotube IN. Os dados do Isotube IN mostram que parte do gás é reciclada, incluindo alquenos que representam contaminação da degradação de aditivos de lama; no entanto, as concentrações são menores e não parecem afetar significativamente os valores isotópicos derivados dos gases C2 e C3 do Isotube OUT. O metano enriquecido em 13C derivado da metamorfose da broca é registrado no gás do Isotube IN, mas também em baixas concentrações. Dados de gás também foram adquiridos a partir de uma Ferramenta de Registro de Isótopos Contínuos (CILT), que mede concentrações de gás em tempo real e valores isotópicos de C1–C3 a cada pé através de toda a seção perfurada. A CILT, portanto, fornece uma tendência contínua de valores isotópicos de metano versus profundidade, e essa tendência é útil para identificar mudanças na composição do gás. No entanto, as preocupações relacionadas à CILT incluem: (i) os limites de detecção de isótopos de carbono estável C1–C3 para análises de gás do Isotube OUT são consideravelmente menores do que para a CILT; devido às menores concentrações de gás do Isotube necessárias para a medição de isótopos C3, os Isotubes são capazes de mapear um frente de migração vertical de gás termogênico mais rasa no sobrejacente. (ii) As discrepâncias entre os valores isotópicos do Isotube OUT e da CILT podem ser significativas e não podem ser atribuídas à incerteza analítica; ao contrário, os valores isotópicos do gás de teste e do Isotube OUT são comparáveis. Portanto, os valores isotópicos da CILT de profundidades específicas não podem ser considerados isoladamente, mas devem ser complementados por medições isotópicas do Isotube OUT.

@article{doi101111jpg12745,
    author = "Petersen, H. and Hillock, P. and Milner, S. and Pendlebury, M. and Scarlett, D.",
    title = "MONITORING GAS DISTRIBUTION AND ORIGIN IN THE CULZEAN FIELD, UK CENTRAL NORTH SEA, USING DATA FROM A CONTINUOUS ISOTOPE LOGGING TOOL AND ISOTUBE AND TEST SAMPLES",
    year = "2019",
    journal = "Journal of Petroleum Geology",
    abstract = "O campo de Culzean, de alta pressão e alta temperatura, no Mar do Norte Central do Reino Unido, contém condensado de gás pobre em arenitos do Triássico Joanne e arenitos do Jurássico Médio Pentland. Um programa abrangente de análise de gás foi instalado como parte integrante do desenvolvimento do campo, a fim de monitorar a composição, distribuição e origem do gás nos reservatórios e no sobrejacentes antes do início da produção. Foram coletadas amostras de gás Isotube OUT e Isotube IN. Os dados do Isotube IN mostram que parte do gás é reciclada, incluindo alquenos que representam contaminação da degradação de aditivos de lama; no entanto, as concentrações são menores e não parecem afetar significativamente os valores isotópicos derivados dos gases C2 e C3 do Isotube OUT. O metano enriquecido em 13C derivado da metamorfose da broca é registrado no gás do Isotube IN, mas também em baixas concentrações. Dados de gás também foram adquiridos a partir de uma Ferramenta de Registro de Isótopos Contínuos (CILT), que mede concentrações de gás em tempo real e valores isotópicos de C1–C3 a cada pé através de toda a seção perfurada. A CILT, portanto, fornece uma tendência contínua de valores isotópicos de metano versus profundidade, e essa tendência é útil para identificar mudanças na composição do gás. No entanto, as preocupações relacionadas à CILT incluem: (i) os limites de detecção de isótopos de carbono estável C1–C3 para análises de gás do Isotube OUT são consideravelmente menores do que para a CILT; devido às menores concentrações de gás do Isotube necessárias para a medição de isótopos C3, os Isotubes são capazes de mapear um frente de migração vertical de gás termogênico mais rasa no sobrejacente. (ii) As discrepâncias entre os valores isotópicos do Isotube OUT e da CILT podem ser significativas e não podem ser atribuídas à incerteza analítica; ao contrário, os valores isotópicos do gás de teste e do Isotube OUT são comparáveis. Portanto, os valores isotópicos da CILT de profundidades específicas não podem ser considerados isoladamente, mas devem ser complementados por medições isotópicas do Isotube OUT.",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/f4f208002e259d423658fe2d01d1460a1748b1a9",
    doi = "10.1111/jpg.12745",
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    number = "4",
    pages = "435-449",
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    volume = "42"
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RESUMO O Cenozóico do Mar do Norte está entre as sequências estratigráficas melhor documentadas do mundo, e múltiplos eventos palinológicos foram reconhecidos para controle cronoestratigráfico em toda a região. O número crescente de poços estudados para exploração e produção de hidrocarbonetos resulta na geração de novos dados bioestratigráficos que aumentam constantemente nosso conhecimento palinológico da área. Aqui descrevemos duas novas espécies de cistos dinoflagelados de uma sucessão do Eoceno Inferior (Ypresiano) ao Oligoceno Inferior (Rupeliano) no Campo Gannet (Mar do Norte Central do Reino Unido). Estas são Reticulatosphaera valdereticulata sp. nov., um táxon índice de curta duração do Rupeliano, e Alisocysta heilmannii sp. nov., anteriormente conhecida informalmente como Alisocysta sp. 2, que é um marcador Ypresiano amplamente utilizado por bioestratígrafos que trabalham na região do Mar do Norte. O desenvolvimento de uma rede densa de trabéculas conectando os processos distalmente permite que Reticulatosphaera valdereticulata sp. nov. seja claramente distinguida da Reticulatosphaera actinocoronata, muito semelhante. A principal característica diagnóstica em Alisocysta heilmannii sp. nov. é o desenvolvimento de septos penitabulares delicados. Ambas as espécies mostram distribuição paleogeográfica generalizada em toda a região do Mar do Norte. Também documentamos as diversas palinofloras nas quais as duas novas espécies são encontradas e discutimos a aplicação bioestratigráfica e os ambientes paleoambientais.

@article{doi1010800191612220201819457,
    author = "Casas‐Gallego, Manuel e Gogin, I. e Vieira, M.",
    title = "Two New Dinoflagellate Cyst Species and Their Biostratigraphical Application in the Eocene and Oligocene of the North Sea",
    year = "2020",
    journal = "Palynology",
    abstract = "RESUMO O Cenozóico do Mar do Norte está entre as sequências estratigráficas melhor documentadas do mundo, e múltiplos eventos palinológicos foram reconhecidos para controle cronoestratigráfico em toda a região. O número crescente de poços estudados para exploração e produção de hidrocarbonetos resulta na geração de novos dados bioestratigráficos que aumentam constantemente nosso conhecimento palinológico da área. Aqui descrevemos duas novas espécies de cistos dinoflagelados de uma sucessão do Eoceno Inferior (Ypresiano) ao Oligoceno Inferior (Rupeliano) no Campo Gannet (Mar do Norte Central do Reino Unido). Estas são Reticulatosphaera valdereticulata sp. nov., um táxon índice de curta duração do Rupeliano, e Alisocysta heilmannii sp. nov., anteriormente conhecida informalmente como Alisocysta sp. 2, que é um marcador Ypresiano amplamente utilizado por bioestratígrafos que trabalham na região do Mar do Norte. O desenvolvimento de uma rede densa de trabéculas conectando os processos distalmente permite que Reticulatosphaera valdereticulata sp. nov. seja claramente distinguida da Reticulatosphaera actinocoronata, muito semelhante. A principal característica diagnóstica em Alisocysta heilmannii sp. nov. é o desenvolvimento de septos penitabulares delicados. Ambas as espécies mostram distribuição paleogeográfica generalizada em toda a região do Mar do Norte. Também documentamos as diversas palinofloras nas quais as duas novas espécies são encontradas e discutimos a aplicação bioestratigráfica e os ambientes paleoambientais.",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/5758ac835a5d7d8aba43283cd5fa34a89859011c",
    doi = "10.1080/01916122.2020.1819457",
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    pages = "337-349",
    semanticscholar_citation_count = "7",
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    volume = "45"
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Resumo O campo de Pierce situa-se a 250 km a leste de Aberdeen, no setor do Reino Unido do Graben do Leste Central. O campo compreende dois diápiros salinos gêmeos, formando o armadilha para petróleo e gás livre no reservatório do Membro de Arenito Forties do Paleoceno–Eoceno. Os diápiros exerceram uma forte influência sobre a sedimentação do reservatório, com a construção de corpos areníticos multietage formando uma geometria de reservatório complexa, ainda mais complicada por um aquífero hidrodinâmico. O campo atualmente produz para a instalação flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO) Haewene Brim, e passou por várias fases de desenvolvimento conforme a compreensão amadureceu. Inicialmente, foi desenvolvido com seis produtores horizontais de petróleo submersos conectados ao FPSO, com o gás produzido reinjetado através de dois injetores de gás. Em 2004–05, a injeção de água foi introduzida no South Pierce para fornecer maior suporte de pressão e melhorar o varredura. Para maximizar a recuperação, quatro produtores adicionais de petróleo foram perfurados entre 2010 e 2016, com o último (terceiro) injetor de gás perfurado em 2010. A produção é principalmente limitada pela capacidade de compressão de gás na parte superior, levando à otimização da razão gás/petróleo ser o foco da atual estratégia de gestão do campo. A fase final do desenvolvimento do campo, incluída no plano original de desenvolvimento do campo, envolve a depressurização do campo com a instalação de uma linha de exportação de gás.

@article{doi101144m52201822,
    author = "Hale, M. e Laird, R. e Gavnholt, J. e van Bergen, P. V.",
    title = "The Pierce Field, Blocos 23/22a e 23/27, Mar do Norte do Reino Unido",
    year = "2020",
    journal = "memoirs",
    abstract = "Resumo O campo de Pierce situa-se a 250 km a leste de Aberdeen, no setor do Reino Unido do Graben do Leste Central. O campo compreende dois diápiros salinos gêmeos, formando o armadilha para petróleo e gás livre no reservatório do Membro de Arenito Forties do Paleoceno–Eoceno. Os diápiros exerceram uma forte influência sobre a sedimentação do reservatório, com a construção de corpos areníticos multietage formando uma geometria de reservatório complexa, ainda mais complicada por um aquífero hidrodinâmico. O campo atualmente produz para a instalação flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO) Haewene Brim, e passou por várias fases de desenvolvimento conforme a compreensão amadureceu. Inicialmente, foi desenvolvido com seis produtores horizontais de petróleo submersos conectados ao FPSO, com o gás produzido reinjetado através de dois injetores de gás. Em 2004–05, a injeção de água foi introduzida no South Pierce para fornecer maior suporte de pressão e melhorar o varredura. Para maximizar a recuperação, quatro produtores adicionais de petróleo foram perfurados entre 2010 e 2016, com o último (terceiro) injetor de gás perfurado em 2010. A produção é principalmente limitada pela capacidade de compressão de gás na parte superior, levando à otimização da razão gás/petróleo ser o foco da atual estratégia de gestão do campo. A fase final do desenvolvimento do campo, incluída no plano original de desenvolvimento do campo, envolve a depressurização do campo com a instalação de uma linha de exportação de gás.",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/c7bdec14b3152826889ff29971032157fffafd4f",
    doi = "10.1144/M52-2018-22",
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    volume = "52"
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Campos de petróleo de gesso calcário esgotados e estruturas de gesso calcário no Graben Central Dinamarquês, Mar do Norte, são potenciais locais de armazenamento de CO2. Na maioria desses campos, o principal reservatório é o Grupo de Gesso Calcário Cretáceo Superior – Daniano e as argilitos do Eoceno – Mioceno das Formações Horda e Lark constituem o selo primário. Em alguns campos, o reservatório é composto pelas Formações Tuxen e Sola do Cretáceo Inferior. Aqui, o selo principal é considerado o Grupo de Gesso Calcário, que no entanto possui características pobres de vedação de gás; as Formações Horda e Lark constituem um selo secundário eficiente, embora estejam bastante altas na seção. Este estudo documenta um fluxo de trabalho que pode ajudar a avaliar a integridade do selo das estruturas a partir da integração de dados de gás de argila de poços com dados sísmicos. Os dados de gás de argila fornecem informações detalhadas sobre a distribuição e tipos de gás (biogênico ou termogênico) ao longo da seção de selo e sobrejacentes. A presença de gases de número de carbono mais alto (C3–C5, propano a pentano) no selo indica migração de gás termogênico para as argilitos de selo termicamente imaturas; enquanto a dominância de C1 (metano) e parcialmente C2 (etano) provavelmente reflete a presença de gás biogênico gerado in situ nas argilitos, indicando assim que não há problemas de integridade do selo. A frente vertical de migração de gás termogênico foi determinada, e um sistema de indicador "semáforo" foi utilizado para avaliação da integridade do selo. Onde não ocorreu ou ocorreu migração menor de gás termogênico para o selo primário e está presente um selo primário >30 m de espessura, considera-se que o selo possui boa integridade de selo de matriz (verde). Se ocorreu alguma migração significativa de gás termogênico para o selo primário, mas mais de 30 m de selo primário estão presentes acima da frente de migração de gás termogênico, a integridade do selo é reduzida (amarelo). Em estruturas onde a migração de gás termogênico é registrada através do selo primário e para as sobrejacentes, a integridade do selo é considerada pobre (vermelho). Em áreas onde ocorreu vazamento significativo de gás termogênico para o selo, frequentemente ocorrem leitos de carbonato de alta densidade e baixa porosidade encapsulados dentro das argilitos de selo e são interpretados como compostos de carbonatos autígenos derivados de metano (MDACs). Dados sísmicos mostram que há uma correlação convincente entre o vazamento indicado pelos dados de gás de argila e a presença de zonas de apagamento vertical (chimney de gás), zonas brilhantes (sedimentos carregados de gás ou MDACs) e depressões (pockmarks). Em geral, potenciais locais de armazenamento de CO2 na área de estudo em estruturas tectonicamente invertidas mostram boa integridade do selo, mas isso pode ser localmente reduzido e exigir análises adicionais. Locais de armazenamento associados a diápiros de sal geralmente mostram pobre integridade do selo e são prováveis candidatos ruins para armazenamento de CO2. Em combinação, os dados de gás de argila e sísmicos são, portanto, ferramentas poderosas para investigar fenômenos de vazamento (palaeo-) e fornecer suporte para avaliação de integridade do selo em escalas locais a regionais.

@article{doi101111jpg12830,
    author = "Petersen, H. and Smit, F.",
    title = "APLICAÇÃO DE DADOS DE GÁS DE ARGILA E FENÔMENOS DE VAZAMENTO PARA AVALIAR A INTEGRIDADE DO SELAMENTO DE SÍTIOS POTENCIAIS DE ARMAZENAMENTO DE CO2: UM ESTUDO DE ESTRUTURAS DE CALCÁRIO NO GRABEN CENTRAL DINAMARQUÊS, MAR DO NORTE",
    year = "2022",
    journal = "Journal of Petroleum Geology",
    abstract = "Campos de petróleo de calcário esgotados e estruturas de calcário no Graben Central Dinamarquês, Mar do Norte, são sítios potenciais de armazenamento de CO2. Na maioria desses campos, o principal reservatório é o Grupo de Calcário Cretáceo Superior – Daniano e as argilitos do Eoceno – Mioceno das Formações Horda e Lark constituem o selamento primário. Em alguns campos, o reservatório é composto pelas Formações Tuxen e Sola do Cretáceo Inferior. Aqui, o selamento primário é assumido ser o Grupo de Calcário, que no entanto tem características pobres de selamento de gás; as Formações Horda e Lark constituem um selamento secundário eficiente, embora estejam bastante altas na seção. Este estudo documenta um fluxo de trabalho que pode ajudar a avaliar a integridade do selamento das estruturas a partir da integração de dados de gás de argila de poços com dados sísmicos. Os dados de gás de argila fornecem informações detalhadas sobre a distribuição e tipos de gás (biogênico ou termogênico) ao longo da seção de selamento e sobrejacentes. A presença de gases de número de carbono mais alto (C3–C5, propano a pentano) no selamento indica migração de gás termogênico para as argilitos de selamento termicamente imaturas; enquanto a dominância de C1 (metano) e parcialmente C2 (etano) provavelmente reflete a presença de gás biogênico gerado in situ nas argilitos, indicando assim que não há problemas de integridade do selamento. A frente vertical de migração de gás termogênico foi determinada, e um sistema indicador de "semáforo" foi utilizado para avaliação da integridade do selamento. Onde não ocorreu ou ocorreu migração menor de gás termogênico para o selamento primário e está presente um selamento primário >30 m de espessura, o selamento é considerado ter boa integridade de selamento de matriz (verde). Se alguma migração significativa de gás termogênico ocorreu para o selamento primário, mas mais de 30 m de selamento primário estão presentes acima da frente de migração de gás termogênico, a integridade do selamento é reduzida (amarelo). Em estruturas onde a migração de gás termogênico é registrada através do selamento primário e para as sobrejacentes, a integridade do selamento é considerada pobre (vermelho). Em áreas onde ocorreu vazamento significativo de gás termogênico para o selamento, frequentemente ocorrem leitos de carbonato de alta densidade e baixa porosidade encapsulados dentro das argilitos de selamento e são interpretados como compostos de carbonatos autígenos derivados de metano (MDACs). Dados sísmicos mostram que há uma correlação convincente entre o vazamento indicado a partir de dados de gás de argila e a presença de zonas de apagamento vertical (chimneys de gás), zonas brilhantes (sedimentos carregados de gás ou MDACs) e depressões (pockmarks). Em geral, sítios potenciais de armazenamento de CO2 na área de estudo em estruturas tectonicamente invertidas mostram boa integridade do selamento, mas isso pode localmente ser reduzido e exigir análises adicionais. Sítios de armazenamento associados a diápiros de sal geralmente mostram pobre integridade do selamento e são prováveis candidatos ruins para armazenamento de CO2. Em combinação, dados de gás de argila e sísmicos são, portanto, ferramentas poderosas para investigar fenômenos de vazamento (palaeo-) e fornecer suporte para avaliação de integridade do selamento em escalas locais a regionais.",
    url = "https://www.semanticscholar.org/paper/e53510ae4a85f99f557a7b2136b51fb1ab30a729",
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    volume = "46"
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A transição Eoceno-Oligoceno (EOT) (∼34 Ma) é marcada pelo rápido desenvolvimento de uma camada de gelo antártica semi-permanente, conforme indicado por detritos transportados por gelo e um aumento de 1–1,5‰ no δ18O do oceano profundo. Reconstruções por proxies indicam uma queda no CO2 atmosférico e resfriamento global. Como essas mudanças afetaram as temperaturas da superfície do oceano no Atlântico Norte e a estratificação da água do oceano permanece pouco restrito. Neste estudo, aplicamos termometria de isótopos agrupados a foraminíferos planctônicos bem preservados, que estão associados a profundidades de habitação da camada mista inferior à subtermoclina dos sedimentos de deriva no Site 1411 do programa internacional de descoberta oceânica, Newfoundland, em quatro intervalos que delimitam a EOT. Os foraminíferos de habitação na termoclina/camada mista inferior registram um resfriamento de 1,9 ± 3,5 K (média ± IC de 95%) ao longo da EOT. Embora a amplitude de resfriamento seja semelhante a reconstruções anteriores de temperatura da superfície do mar (SST), as temperaturas absolutas (Eoceno 20,0 ± 2,9°C, Oligoceno 18,0 ± 2,2°C) parecem mais frias do que reconstruções anteriores por proxies orgânicos para o Atlântico mais setentrional extrapoladas para esta localização. Discutimos viés sazonal, profundidade de registro e consideração apropriada de paleolatitudes, todos os quais complicam a comparação entre reconstruções de SST e saída de modelo. Nossos foraminíferos de habitação subtermoclina registram um resfriamento maior ao longo da EOT (Eoceno 19,0 ± 3,5°C, Oligoceno 13,0 ± 3,2°C, resfriamento de 5,5 ± 4,6 K) do que foraminíferos da termoclina/camada mista inferior, consistente com o resfriamento global e um aumento na estratificação oceânica que pode estar relacionado ao início ou intensificação da circulação meridional de reversão do Atlântico.

@article{doi1010292023pa004809,
    author = "Kocken, I. e Nooteboom, Peter D. e Veen, K. e Coxall, H. e Müller, I. A. e Meckler, A. e Ziegler, Martin",
    title = "North Atlantic Temperature Change Across the Eocene‐Oligocene Transition From Clumped Isotopes",
    year = "2024",
    journal = "Paleoceanografia e Paleoclimatologia",
    abstract = "A transição Eoceno-Oligoceno (EOT) (∼34 Ma) é marcada pelo rápido desenvolvimento de uma camada de gelo antártica semi-permanente, conforme indicado por detritos transportados por gelo e um aumento de 1–1,5‰ no δ18O do oceano profundo. Reconstruções por proxies indicam uma queda no CO2 atmosférico e resfriamento global. Como essas mudanças afetaram as temperaturas da superfície do oceano no Atlântico Norte e a estratificação da água do oceano permanece pouco restrito. Neste estudo, aplicamos termometria de isótopos agrupados a foraminíferos planctônicos bem preservados, que estão associados a profundidades de habitação da camada mista inferior à subtermoclina dos sedimentos de deriva no Site 1411 do programa internacional de descoberta oceânica, Newfoundland, em quatro intervalos que delimitam a EOT. Os foraminíferos de habitação na termoclina/camada mista inferior registram um resfriamento de 1,9 ± 3,5 K (média ± IC de 95%) ao longo da EOT. Embora a amplitude de resfriamento seja semelhante a reconstruções anteriores de temperatura da superfície do mar (SST), as temperaturas absolutas (Eoceno 20,0 ± 2,9°C, Oligoceno 18,0 ± 2,2°C) parecem mais frias do que reconstruções anteriores por proxies orgânicos para o Atlântico mais setentrional extrapoladas para esta localização. Discutimos viés sazonal, profundidade de registro e consideração apropriada de paleolatitudes, todos os quais complicam a comparação entre reconstruções de SST e saída de modelo. Nossos foraminíferos de habitação subtermoclina registram um resfriamento maior ao longo da EOT (Eoceno 19,0 ± 3,5°C, Oligoceno 13,0 ± 3,2°C, resfriamento de 5,5 ± 4,6 K) do que foraminíferos da termoclina/camada mista inferior, consistente com o resfriamento global e um aumento na estratificação oceânica que pode estar relacionado ao início ou intensificação da circulação meridional de reversão do Atlântico.",
    url = "https://onlinelibrary.wiley.com/doi/pdfdirect/10.1029/2023PA004809",
    doi = "10.1029/2023PA004809",
    is_oa = "true",
    number = "3",
    semanticscholar_citation_count = "3",
    semanticscholar_id = "795487d092c25a88e3b7f72bd5b0e6521aa9056e",
    volume = "39"
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@incollection{kingNonethe,
    author = "King, C.",
    title = "The North Sea Basin: Eocene",
    year = "None",
    booktitle = "A revised correlation of Tertiary rocks in the British Isles and adjacent areas of NW Europe",
    url = "https://doi.org/10.1144/sr27.11",
    doi = "10.1144/sr27.11",
    pages = "155-228"
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