CC BY
190
УДК 553.98
ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЗАПАДНОАФРИКАНСКОЙ КОНТИНЕНТАЛЬНОЙ ОКРАИНЫ
В.П.Гаврилов (Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина)
Анализируется геологическое строение и нефтегазоносность Западно-Африканской пассивной окраины. Обосновывается выделение Западно-Африканского пояса нефтегазонакопления, состоящего из четырех мегабассейнов: Марокканско-Сенегальского, Гвинейского залива, Кванза-Камерунского и Намибийского.
По каждому мегабассейну рассматриваются закономерности геологического строения и нефтегазонакопления. Общий ресурсный потенциал Западно-Африканского пояса нефтегазонакопления оценивается от 24 до 200 млрд т нефтяного эквивалента.
Ключевые слова: Западная Африка; нефть; газ; ресурсы.
Западно-Африканская континентальная окраина пассивного типа — один из наиболее перспективных регионов мира, где ежегодно добывается около 300 млн т нефти и имеется возможность открытия новых крупных и гигантских месторождений УВ. В то же время ее геолого-геофизическая изученность сравнительно невелика, на шельфе ряда стран практически не бурились скважины, а сейсмика 2й проведена по редкой сети профилей. Тем не менее специалисты высоко оценивают потенциальные возможности Западно-Африканской окраины в нефтегазоносном отношении [1, 2]. Считается, что ее недра содержат
почти треть УВ-ресурсов всех континентальных окраин мира (рис. 1).
Открытия последних лет, к которым относятся гигантское нефтяное месторождение Юбилейное на шельфе Ганы с запасами около 100 млн т нефти и крупные нефтяные фонтаны: скв. Дзета на шельфе Ганы-Того, скв. Меркурий и Венера на шельфе Сьерра-Леоне, подтверждают эти оценки. Сенсационные открытия 2007 г. (нефтяные месторождения Тьюпи и Кариока) на Южно-Американской пассивной окраине, родственной Западно-Африканской в геологическом отношении, еще больше подогрели интерес нефтегазовых компаний к пос-
ледней. Этим объясняется актуальность проблемы нефтегазоноснос-ти шельфа стран Западной и Юго-Западной Африки.
Западно-Африканская континентальная окраина протягивается от мыса Марроки (на севере) до мыса Доброй Надежды (на юге) на расстояние около 12 тыс. км при средней ширине 400 км. В геоморфологическом отношении в ее состав входят шельф с глубиной моря до 200 м, континентальный склон в интервале глубин от 200 до 2000 м и материковое подножие с глубиной воды до 4500 м.
Образование рассматриваемой окраины обязано процессам раскрытия Атлантического океана, которые начались в начале и закончились в конце мезозойской эры. Формирование Атлантики происходило за счет деструкции и распада единого до этого суперконтинента Гондвана, который представлял собой древнюю платформу. В соответствии с этим, на всем протяжении Западно-Африканской окраины можно выделить три основных структурно-тектонических этажа: кристаллический фундамент (ар-хей — протерозой), параплатфор-менный комплекс (палеозой) и типичный осадочный чехол (мезозой — кайнозой). Геодинамическая эво-
Рис. 1. РЕСУРСЫ НЕФТИ И ГАЗА НА КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ ОКРАИНАХ МИРОВОГО ОКЕАНА, % [1]
1 - Северо-Западная Европа; 2 - Западная Африка; 3 - Азия -Мексиканский залив; 5 - Бразилия; 6 - другие
Тихий океан; 4 -
Рис. 2. НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ ЗАПАДНО-АФРИКАНСКОЙ КОНТИНЕНТАЛЬНОЙ ОКРАИНЫ
Границы: 1 - Западно-Африканского пояса нефтегазонакопления: а - установленные, б -предполагаемые, 2 - нефтегазоносных мегабассейнов, 3 - нефтегазоносных бассейнов (1 - Марокканский, 2 - Мавритано-Сенегальский, 3 - Либерийский, 4 - Абиджанский, 5 - Того-Дагомейский, 6 - Нигерийский, 7 - Дуала, 8 -Огове, 9-Нижнеконголезский, 10-Кванза, 11 -Северо-Намибийский, 12-Вал-вис, 13 - Лудериц, 14 - Оранжевый); 4 - суша - море; отложения: 5 -преимущественно турбидиты, 6 - песчано-глинистые, 7 - карбонаты, 8 - эвапориты
люция этого сегмента земного шара предопределила и геологическую модель Западно-Африканской окраины и модели ее нефтегазоносных систем.
Раскрытие впадины Атлантического океана произошло в триасовое время и началось с Северной Атлантики. В триасовый период здесь существовал слабопроточный засолоненный морской бассейн с активными процессами соленакоп-ления. Впоследствии эта солерод-ная область Палео-Северной Атлантики распалась и образовала современный Мексиканский осадочно-породный бассейн и осадочно-по-родные бассейны Марокканского и Сенегальского шельфов.
Дальнейшие процессы раскрытия Атлантики (поздняя юра — ранний мел) переместились в современный Гвинейский залив, где со-ленакопление отсутствовало. Здесь сформировался мощный осадочно-породный бассейн Гвинейского залива, выполненный терригенными осадками мел-четвертичного возраста мощностью до 15 км (дельта р.Нигер).
В раннем мелу начинает раскрываться Южная Атлантика, опять-таки с активным соленакоплением, но уже в аптское время. Солеродная область располагалась на месте современных шельфов Камеруна, Габона, Экваториальной Гвинеи, Конго и Анголы. Южнее, на шельфе Намибии, соленосные породы не выявлены. Здесь формировалась преимущественно терригенная толща мел-четвертичного возраста мощностью 8-10 км.
Особенности геодинамической эволюции Атлантики позволяют выделить на западном побережье Африки четыре крупных осадочно-породных мегабассейна (с севера на юг):
Марокканско-Сенегальский, состоящий из двух самостоятельных бассейнов: Марокканского и Маври-тано-Сенегальского;
Гвинейского залива, в состав которого входят Либерийский, Абид-
жанский, Таго-Дагомейский и Нигерийский бассейны;
Кванза-Камерунский, включающий бассейны Дуала, Огове, Нижнеконголезский и Кванза;
Намибийский с бассейнами Се-веро-Намибийский, Валвис, Лудериц и Оранжевый (рис. 2).
Марокканско-Сенегальский оса-дочно-породный мегабассейн про-
Рис. 3. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ЧЕРЕЗ МАРОККАНСКИЙ БАССЕЙН
1 - соль; 2 - турбидиты; 3 - карбонаты; 4 - рифовые фации; 5 - разломы
тягивается вдоль Марокканского, Мавританского и Сенегальского побережий на расстояние 3500 км при средней ширине 500 км, его площадь составляет 1,75 млн км2. Ме-габассейн выполнен мощной толщей осадков (до 12 км). Разрез осадочного чехла начинается с терригенных грубообломочных пород пермской системы, на которых залегает соленосная толща триасового возраста. Она представляет собой переслаивание загипсованных красноцветных отложений с соленосными пластами. Наличие в основании чехла галогенных пород предопределило развитие соляной тектоники в пределах всего мега-бассейна. По данным глубоководных скважин на триасовой соли залегают терригенные породы нижней — средней юры, вверх по разрезу они сменяются мощной карбонатной толщей позднеюрско-неокомского возраста, которая образует четко выраженный уступ, совпадающий с береговой линией. Еще выше по разрезу отмечается терригенный комплекс мел-четвертичного возраста, в составе которого широко развиты отложения конусов выноса и турбидитовых потоков (рис. 3).
В шельфовой зоне выделяется несколько центров осадконакопле-ния (депоцентров), связанных с конусами выноса позднемелового и
третичного возраста. Обычно они совпадают с дельтами и конусами выноса современных рек Тан-Тан, Тарфая, Дакла и др.
Нефтегазоматеринскими свитами являются:
терригенные отложения нижней — средней юры с содержанием Сорг 1,44-3,36 %;
глины апт-альбского возраста с содержанием Сорг 0,6-3,2 % (достигает 19 %);
мергель-глинистая толща туро-на — сенона с содержанием Сорг 0,9-7,0 %, органика незрелая.
Ловушки антиклинального и литологического типов; резервуары — пески и песчаники мела пористостью до 20-25 %, возможны известняки поздней юры порово-трещин-ного типа; покрышки — глинистые пласты, аргиллиты, соль.
В составе Марокканско-Сенегальского мегабассейна выделяется два нефтегазоносных бассейна: Марокканский и Мавритано-Сене-гальский. В пределах последнего открыт целый ряд нефтяных (Шан-гетти, Тиоф, Эгрети и др.) и газовых (Банда, Пеликан и др.) месторождений. Как правило, залежи связаны с песчаными толщами тур-бидитовых комплексов позднеме-лового и миоценового возраста. Пески слабосцементированные, что осложняет процесс разработки залежей.
Осадочно-породный мегабас-сейн Гвинейского залива прослеживается вдоль северного побережья залива на расстояние более 3000 км при средней ширине 300 км, в районе дельты р.Нигер — до 900 км. Площадь бассейна около 1 млн км2. Осадочный чехол сложен песчано-глинистыми породами с широким развитием турбидитовых комплексов преимущественно позднемелового — кайнозойского возраста. В нижней части чехла вскрыты палеозойские терригенно-карбонатные образования. Соленосные отложения не установлены. Мощность чехла составляет 8-12 км, в районе дельты р.Нигер достигает 15 км. Раскрытие Гвинейского залива происходило под влиянием сдвиговой тектоники типа pull-apart в меловое время [3]. В состав мегабассейна входит Либерийский, Абиджанский, Того-Даго-мейский и Нигерийский нефтегазоносные бассейны.
Либерийский нефтегазоносный бассейн охватывает главным образом шельфы Сьерра-Леоне и Либерии. В его строении можно выделить два структурно-тектонических комплекса: нижнемеловой и верхнемеловой — четвертичный. Для первого характерно наличие горстов и грабенов по поверхности фундамента, которым в чехле соответствуют антиклинальные структуры; для второго — широкое развитие
Рис. 4. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ВКРЕСТ ПРОСТИРАНИЯ ЛИБЕРИЙСКОГО БАССЕЙНА (шельф Сьерра-Леоне, по материалам TGS, Nopec)
неантиклинальных структур (конуса выноса, турбидитные тела, песчаные линзы и т.д.) (рис. 4). Эта закономерность присуща всей ЗападноАфриканской окраине. В районах развития эвапоритовых отложений указанные структурно-тектонические комплексы разделены соленосны-ми пластами.
Нефтегазоматеринские породы Либерийского бассейна — глины альб-сеномана (Сорг в среднем 11%, достигает 35 %) и глины турона. Коллекторы — пески, песчаники мела пористостью 20-25 %, ловушки структурного и неструктурного типов. Бурение последних лет выявило новые нефтяные залежи в альб-ских отложениях на площадях Венера и Меркурий (шельф Сьерра-Леоне).
Абижданский нефтегазоносный бассейн занимает главным образом шельф Кот д'Ивуара. Нефтегазоматеринские свиты, как и в Либерийском бассейне, мелового возраста. Генерирующими УВ являются отложения альба с отражательной способностью витринита от 0,5 до 1,3 %. В бассейне открыто около 10 нефтяных и газовых месторождений (Баобаб, Бельер, Эспуар, Фокстрот и др.). Залежи концентрируются в альбских и сеноман-ту-ронских отложениях, запасы месторождений достигают 300 млн т нефти (Бельер).
Того-Дагомейский нефтегазоносный бассейн охватывает шельфы Ганы, Того, Бенина. Строение разреза, характеристика нефтега-зоматеринских свит, резервуаров, ловушек аналогичны двум предыдущим бассейнам. На шельфе Ганы (суббасейны Тано и Кета) установлены месторождения нефти и газа. Отличительными особенностями бассейна являются сравнительно неглубокое залегание палеозойских отложений и открытие залежи нефти в девонских породах (Центральный суббассейн шельфа Ганы, месторождение Салтпонд). Для девонского комплекса нефтегазоматерин-
Отложения: 1 - четвертичные, 2 - кампан-маастрихта, 3 - коньяк-сантона, 4 - се-номан-турона, 5 - юра-апт-альба; 6 -фундамент; 7 -вулканиты; 8 - песчаные линзы; 9 - разломы; 10 - ловушки: а - структурные, б - неструктурные, в - Леопард
скими свитами служат глины девона — нижнего карбона (формация Тако-ради) с содержанием Сорг до 4 %. В последние годы на шельфе Ганы открыто нефтяное месторождение Юбилейное и получен фонтан нефти из скв. Дзета. Продуктивны нижнемеловые образования. Месторождение Юбилейное находится на глубине воды более 1,3 км, а продуктивные горизонты мощностью до 950 м залегают на глубине около 4 км.
В пределах рассматриваемого бассейна наименее изучен шельф Бенина, который даже не полностью покрыт сейсмикой 2D. Однако продолжение дельты р.Нигер в его пределы позволяет достаточно высоко оценить его УВ-потенциал.
Нигерийский нефтегазоносный бассейн является крупнейшим бассейном Африки. В нем уже открыто более 350 месторождений нефти и газа, а годовая добыча достигает 150 млн т нефти. Бассейн зародился в зоне так называемого тройного сочленения рифтов, где сошлись три крупнейшие рифтовые зоны. Развитие двух из них привело к за-OIL AND GAS GEOLOGY, 42013-
рождению океанических впадин Центральной и Южной Атлантики, тогда как третий рифт, протягивающийся далеко вглубь Северной Африки, полностью не раскрылся и трансформировался со временем в область устойчивых опусканий, известную как трог Бенуэ. В позднем мезозое и раннем кайнозое вдоль системы глубинных разломов, ограничивающих этот трог, в центральные районы материка неоднократно проникали морские воды. Начиная со второй половины палеогена (эоцен) трог стал долиной одной из крупнейших рек Африки — Нигера, течением которой многие миллионы лет сгружался выносимый тер-ригенный материал на окраину континента. Здесь сформировалась мощная линза терригенных осадков, увеличивая толщину шельфа континентального склона (рис. 5).
Учитывая специфику развития Нигерийского бассейна, его следует рассматривать как наложенный бассейн, в основании которого залегают преимущественно меловые комплексы, характерные для Гви-
и
Рис. 5. ДЕЛЬТА р.НИГЕР В ПЛАНЕ (А) И РАЗРЕЗЕ ПО ПРОФИЛЮ А-А (Б)
1 - толщина кайнозойских отложений, км; 2 - разломы
нейского мегабассейна в целом. Бурением изучен только кайнозойский продуктивный комплекс мощностью более 5 км, в составе которого присутствуют три главные свиты: Аката, Агбада и Бенин. Большинство залежей приурочено к песчаникам свиты Агбада (поздний эоцен — олигоцен). Месторождения многопластовые, по запасам средние, но есть и крупные (до 80 млн т нефти, Окан). В последние годы активизируются поисково-разведочные работы на глубокой воде (2 км и более), причем с увеличением глу-
бины воды возрастают и запасы вновь открываемых залежей.
Кванза-Камерунский осадоч-но-породный мегабассейн трассируется вдоль побережья Камеруна, Конго и Анголы на расстояние почти 5 тыс. км при средней ширине 400 км и общей площади 2 млн км2. По имеющимся данным типично осадочный чехол начинается с терри-генных верхнеюрско-неокомских отложений континентального и морского облика, мощность которых достигает 3 км. Выше по разрезу идет соленосная толща апта, об-
разующая соляные штоки высотой до 1 км, а далее — комплекс альб-четвертичного возраста преимущественно терригенный с прослоями карбонатных пород альба, которые распространены неповсеместно. Общая мощность чехла достигает 10 км. В состав рассматриваемого мегабассейна входят четыре нефтегазоносных бассейна (с севера на юг): Дуала, Огове, Нижнеконголезский и Кванза (см. рис. 2).
Для всех бассейнов характерно трехярусное строение осадочного чехла: подсолевой преимущественно терригенный комплекс (поздняя юра — неоком), соленосный (апт) и надсолевой (альб-четвертич-ный) терригенный с карбонатной толщей апт-альбского возраста. Подсолевой комплекс разбит системами разломов на горсты и грабены, которые отражаются в виде пликативных поднятий и впадин в надсолевых отложениях (рис. 6).
К настоящему времени в пределах Кванза-Камерунского мегабассейна открыто более 10 преимущественно нефтяных месторождений. Продуктивны как терригенные, так и карбонатные отложения. Большинство выявленных залежей приурочено к слабосцементирован-ным песчаным линзам (неструктур-
Рис. 6. ГЕОЛОГИЧЕСКИИ РАЗРЕЗ ЧЕРЕЗ БАССЕЙН ОГОВЕ
1 - аргиллиты; 2 - чередование аргиллитов и песчаников; 3 - песчаники и конгломераты; 4 - мергели; 5 - известняки; 6 - изве-стковистые прослои в аргиллитах; 7-доломиты; 8 - доломиты и песчаники; 9-ангидриты; 10-соль; 11 - залежи нефти; 12 -докембрийский фундамент; 13 - разрывные нарушения
ные ловушки) в верхнемеловых и кайнозойских породах. Самое большое по запасам нефтяное месторождение Эмерод было открыто на шельфе Конго еще в 1969 г. (Нижнеконголезский бассейн). Его размеры 12х5 км, продуктивный песчаный горизонт верхнего мела находится на глубине 180-600 м от поверхности морского дна. Геологические запасы месторождения оцениваются до 1 млрд т нефти. Однако плохосцементированные пески продуктивного горизонта, низкое пластовое давление и высокая плотность нефти (0,923 г/м3) долгое время сдерживали разработку этого месторождения, несмотря на то, что начальные дебиты нефти достигали 1370 т/сут.
Поисково-разведочные работы в пределах всего Нижнеконголезского бассейна, также как и в бассейнах Огове и Дуанга, ориентированы в основном на надсолевые отложения. В то же время возможные нефтегазоматеринские свиты в большей своей части сосредоточены в подсолевых отложениях, которые практически не опоискованы.
Один из наиболее перспективных в нефтегазоносном отношении бассейн Кванза соответствует шельфу Анголы, от предыдущего бассейна отделен Амбрашским выступом фундамента. В строении осадочного чехла также выделяется три комплекса: нижний, неоком-ский, представленный пестроцвет-ными песчаниками с прослоями черных аргиллитов и углей мощностью в несколько сот метров. Средний сложен солью нижнего апта, мощность которой в центральной части бассейна достигает 1 км. В составе надсолевого комплекса преобладают аргиллиты и алевролиты. Следует отметить наличие в альбе второй эвапоритовой толщи, сложенной солью, ангидритами и доломитами. Ее мощность достигает 400-600 м. В северной части впадины выделяется грабенообразный прогиб, выполненный песчано-гли-
нистыми породами аквитана — бур-дигала мощностью более 3 км.
Продуктивные горизонты располагаются в породах верхнего (345-500 м) и нижнего (1850-2500 м) мела, причем верхние горизонты содержат биодеградированную нефть с плотностью 0,915 г/м3, а нижний горизонт (подсолевой комплекс) — нормальную нефть плотностью 0,844 г/м3.
В составе подсолевого комплекса продуктивны песчаники неокома (свита Куво), известняки и доломиты. В верхнем комплексе залежи нефти установлены в трещиноватых аргилитах эоцена и нижнего миоцена. Средние извлекаемые запасы месторождений — 5-10 млн т нефти. В последние годы наметилась тенденция проведения поисковых работ на глубокой воде, что позволило Анголе примерно в 6 раз увеличить запасы УВ.
Перспективы нефтегазоноснос-ти подсолевых отложений бассейна Кванза существенно возросли после открытия гиганских скоплений нефти под солью на глубоководном шельфе Бразилии (месторождения Тьюпи, Кариока), поскольку эти регионы весьма близки по своим геологическим и геодинамическим характеристикам.
Намибийский осадочно-по-родный мегабассейн вытянут вдоль юго-западного побережья Африки на расстояние 1900 км при средней ширине 200 км, площадь бассейна около 400 тыс. км2. Осадочный чехол сформирован песчано-глинис-тыми отложениями, в структуре которых соленосные и карбонатные комплексы не установлены. Общая мощность чехла достигает 10-12 км. В состав мегабассейна входят четыре нефтегазоносных бассейна: Се-веро-Намибийский, Валвис, Лудериц и Оранжевый. Эти бассейны наименее изучены по сравнению с более северными бассейнами ЗападноАфриканского побережья. Все они характеризуются отсутствием в разрезе соленосных и карбонатных от-
ложений. Бассейны заполнены пес-чано-глинистыми образованиями. В основании залегают позднепалео-зойские речные и эоловые песчаники формации Карру (предположительно), далее идут терригенные отложения баррем-неокома и апта, альб-сеноманские глины и песчаники морского происхождения, кайнозойские образования преимущественно турбидитного характера.
Материнские свиты связаны, как и в других бассейнах Западной и Юго-Западной Африки, с нижнемеловыми (баррем, апт, альб) и верхнемеловыми (сеноман — турон) отложениями, причем наиболее зрелые нефтегазоматеринские породы приурочены к баррему и апту и находятся на континентальном склоне и материковом подножии, а не на шельфе.
По особенностям геологического строения в разрезе Намибийского мегабассейна можно выделить два структурно-тектонических комплекса: нижнемеловой (синриф-товый) и верхнемел-кайнозойский (пострифтовый). Первый характеризуется наличием сбросов, косо-падающих блоков, антиклинальными перегибами,второй — моноклинальными залеганиями пластов с песчаными телами конусов выноса и тур-бидитовых потоков (рис. 7).
На шельфе Намибии открыто одно газовое месторождение Куду (бассейн Оранжевый) в нижнемеловых отложениях с извлекаемыми запасами газа 100 млрд м3. Месторождение открыто в 1973 г., однако до сих пор оно практически не введено в эксплуатацию.
Обобщая материал по геологии и нефтегазоносности осадоч-но-породных бассейнов Западно-Африканской пассивной окраины, можно отметить, что все они представляют собой области длительного прогибания, приуроченные к подводной окраине континента, причем наибольшая мощность осадков приходится на среднюю и нижнюю части континента-
льного склона. Эти области следует рассматривать как некие центры (депоцентры) осадконакопления, где толща осадков достигает 10-12 км. Именно в этих зонах создаются наиболее благоприятные условия для генерации УВ, что определяется максимальной мощностью неф-тегазоматеринских свит, наибольшим объемом органического мате-
риала и наибольшей прогретостью недр. Поэтому их можно рассматривать как очаги нефтегазообразо-вания (oil kitchen), где и происходит трансформация рассеянной органики в капельно-жидкую нефть или газ (рис. 8).
Под действием геостатического давления флюиды выжимаются вверх по восстанию пластов, обра-
зуя миграционный поток. Если на его пути встречаются ловушки, резервуары и покрышки, то формируются залежи нефти или газа. Не перехваченные ловушками УВ-флюи-ды разгружаются на поверхности дна океана, образуя грифоны, сипы — источники высачивания флюида. Как правило, максимальная концентрация сипов фиксируется в пришельфовой и шельфовой зонах. Примером могут служить источники, закартиро-ванные на шельфе Сенегала, Ганы, Конго. Сипы присутствуют практически вдоль всего западного (атлантического) побережья Африки.
Очаги нефтегазообразования способны питать УВ-флюидом за счет вертикальной миграции по разломам и вышерасположенные осадочные комплексы, нефтегазомате-ринские свиты которых не достигли еще благоприятных условий для производства УВ.
Предложенная модель нефтега-зообразования на пассивных окраинах континентов позволяет рассматривать шельфы как области разгрузки флюидов, в том числе и УВ, что снижает их перспективы нефтегазо-носности. В то же время глубоководные области континентального склона (глубина воды 1,5-3,5 км) можно интерпретировать как зоны максимальной концентрации запасов. Последнее подтверждается открытиями на шельфе Бразилии, где в 2007 г. при глубине воды 2141 м было выявлено уникальное нефтяное месторождение Кариока, продуктивные горизонты которого залегают на глубине 5500 м. Предварительно оцененные запасы нефти составили 5,7 млрд т. Возраст продуктивных терриген-но-карбонатных отложений — ранний мел. На Бразильском же шельфе при глубине воды 2-3 км выявлено еще одно уникальное нефтяное месторождение Тьюпи также в подсолевых отложениях с запасами нефти более 1 млрд т. Территориально указанные открытия соответствуют аналогичным нефтегазоносным бассейнам на Африканском
Рис. 8. КОНЦЕПТУАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ НА ПАССИВНОЙ КОНТИНЕНТАЛЬНОЙ ОКРАИНЕ
1 - океаническая кора; 2 - континентальная кора; 3 - осадочная толща; 4 - преимущественно глинистый материал; 5 - преимущественно песчаный материал; 6 -главная зона нефтегазообразования (нефтяное окно); 7- залежи УВ; 8- направление миграции
Количественная оценка ресурсов УВ в нефтегазоносных бассейнах и суббассейнах Западной Африки
Бассейн, суббассейн Ресурсы УВ, млрд т усл. топлива Плотность ресурсов, тыс. т/км2
Р90 Рб0 Рю
Западно-Марокканский 1,0 6,0 10,0 166
Тарфая-Айюн (Марокко) 1,6 9,0 16,5 195
Котье (Мавритания) 1,0 6,0 10,3 120
Бове (Сенегал) 0,6 3,9 6,2 124
Либерийский 1,2 8,0 12,0 150
Абиджанский 0,5 3,0 5,0 145
Тано (Гана) 0,3 1,7 3,0 146
Центральный (Гана) 1,0 5,0 9,0 113
Кета (Гана) 0,3 1,6 3,2 89
Нигерийский 10,5 36,0 53,0 230
Кванза-Камерунский 3,4 19,0 33,6 80
В том числе:
Дуала 1,0 4,0 7,0 56
Огове 0,6 3,5 6,0 60
Нижнеконголезский 0,7 4,0 7,6 86
Кванза 1,3 8,0 13,2 74
Намибийский 2,0 9,0 16,7 83
побережье — это юг Анголы (бассейн Кванза).
Учитывая геологическую схожесть нефтегазоносных бассейнов Западно-Африканской подводной окраины, неоднозначность проведения границ между бассейнами и суббассейнами, их целесообразно объединить в единый Западно-Африканский рифтогенный окраин-но-континентальный пояс нефтега-зонакопления, площадь которого составляет почти 5 млн км2, что равновелико площади Западно-Сибирской мегапровинции с прилегающим Карским морем (см. рис. 2).
Для сравнительной оценки потенциальных возможностей нефтегазоносных бассейнов Западно-Африканского пояса нефтегазонакоп-ления был выполнен предварительно количественный подсчет их УВ-ресурсов. В основу положено бассейновое моделирование, с определением степени зрелости ОВ, генерационных и эмиграционных потенциалов нефтегазоматеринских свит.
По каждому нефтегазоносному бассейну ресурсы УВ были рассчитаны по генерационному (Р90) и эмиграционному (Р10) потенциалам, а также определены средние значения ресурсного потенциала бассейнов (Р50) (таблица).
Отношением значения Р90 к площади бассейна была получена плотность потенциальных ресурсов, т.е. количество ресурсов на единицу площади.
Полученные цифры по потенциальным ресурсам и плотности потенциальных ресурсов различных бассейнов Западной Африки были несколько занижены. Это объясняется отсутствием достоверных данных по комплексам, которые не вскрыты бурением, а также стремлением к более корректному подходу к оценке потенциальных ресурсов бассейнов Западной Африки. Такими занижающими факторами явились:
определение площади нефтегазоносных бассейнов по изогипсе 2 км;
ограничением распространения бассейнов изобатой 2,5 км;
ограничением мощности осадочной толщи Нигерийского бассейна 7 км;
неучет нефтегазоматеринского потенциала подсолевых отложений в Кванза-Камерунском бассейне;
исключение из подсчета перемычек, разделяющих бассейны и суббассейны.
С этими оговорками сравнительный анализ указанных материалов позволяет сделать следующие выводы.
1. Вдоль Атлантического побережья Африки протягивается один из наиболее крупных нефтегазоносных поясов мира, площадь которого составляет почти 5 млн км2, а суммарные ресурсы УВ-сырья находятся в пределах от 24 до 200 млрд т усл. топлива (в среднем 50-60).
2. Область генерации УВ в пределах всего Западно-Африканско-
го пояса располагается на континентальном склоне при глубине воды 1,5-3,5 км, что позволяет рассматривать эту область как зону максимальной концентрации запасов УВ.
3. Наиболее перспективными в нефтегазоносном отношении следует считать отложения подсоле-вых комплексов или неокома и апт-альба в бессолевых осадоч-но-породных бассейнах. Исключение составляет дельта р.Нигер, где мощность только кайнозойских отложений превышает 5 км.
4. Строение осадочного чехла в двух мегабассейнах (Марокканско-Сенегальского и Кваза-Каме-рунского) трехярусное и состоит из подсолевого, соленосного и надсо-левого комплексов.
5. Нижние (синрифтовые) секции осадочного чехла характеризуются явно выраженным структурным фоном, развитием антиклинальных складок, разломов. Верхние (пост-рифтовые) секции (поздний мел —
GEOLOGY AND OIL AND GAS POTENTIAL OF WEST AFRICAN CONTINENTAL MARGIN
Gavrilov VP. (Gubkin Russia's state university of oil and gas)
Geological structure and oil and gas potential of West African passive margin is examined. It is substantiated the identification of West African oil and gas potential belt including four megabasins: Morocco-Senegal, Gulf of Guinea, Cuanza-Cameroon and Namibian. Regularities of geological structure and oil and gas accumulation are considered for each megabasin. Total resource potential of West African oil and gas accumulation belt ranges from 24 to 200 billion tons of oil equivalent.
Key words: West Africa; oil; gas; resources.
кайнозой) содержат, как правило, ловушки неструктурного типа (песчаные линзы, различные баровые наносы, турбидитовые тела и т.д.).
6. Наиболее значительными нефтегазоносными бассейнами и суббассейнами по потенциальным ресурсам являются Тарфая-Айюн, Бове (шельф Сенегала), Либерийский (в районе шельфа Сьерра-
Леоне), Нигерийский, Кванза-Каме-рунский и Намибийский.
7. Западно-Африканский пояс нефтегазонакопления является одним из наиболее привлекательным в нефтегазоносном отношении регионов мира, где российские нефтяные и газовые компании могли бы успешно развивать свой нефтегазовый бизнес.
Aumepamypa
1. Геодекян А.А. Геология и размещения нефтегазовых ресурсов в Мировом океане / А.А.Геодекян, А.За-банбарк. - М.: Наука, 1985.
2. Забанбарк А. Пассивные континентальные окраины Западной Африки и особенности нефтегазоносности их глубоководной части // Океанология. - 2002. - Т. 2. - № 2.
3. Ebrownfield M. Geology and Total Petroleum Systems of the Gоlf of Guinea Province of West Africa / M.Ebrow-nfield, R.Ronald Charpentier // U.S. Geological Survey Bulletin. - 2006. -2207.
© В.П.Гаврилов, 2013
Виктор Петрович Гаврилов, профессор,
доктор-геолого-минералогических наук, [email protected].
ВЫСТАВКА
16 -18 ОКТЯБРЯ
VII Международная специализированная выставка
Нефтедобыча. Нефтепереработка Химия.
www.gasoil-expo.r
САМАРА 2013
ЭКСПО-ВОЛГА
организатор выставок с 1986 г.
ул. Мичурина, 23А тел.: (846) 207-11-36
www.expo-volga.ru
