Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геологические строение и перспективы нефтегазоносности мел-палеогеновых отложений Сенегало-Мавританского бассейна

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геологические строение и перспективы нефтегазоносности мел-палеогеновых отложений Сенегало-Мавританского бассейна"

19 -j 'с 7

ГОСУЯВСТВЕННАЯ ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛПЩ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА им.И.М.ГУБКИНА

На правах-рукописи

УЛЬД ABA ЫОХАМЕД

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕЗТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕД-ПАЛЕОГЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕНЕГАЛО-МАВРИТАНСКОГО БАССЕЙНА

Специальность 04.00.17 - "Геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых ыесторолдаений"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 1992

Работа выполнена в Государственной ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени Академии нефти и газа имени И.М.Губкина.

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор В.И.Ермэлкик

Официальные оппоненты: доктор reoлого-минералогических наук, профессор Мильничук B.C.

кандидат геолого-минералогических наук, доцент Тараненко Е.И.

Ведущая организация: ВНШзарубеггеология

Защита состоится^£_лг^£1992 года на заседании специализированного Совета Д 053.27.06 по защите диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-мкнералогических наук цри ГАНГ имени K.M.Губкина по специальности 04.00.1? - "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых иес-тороядекий" в/£г_часов в ауд.

Ваши отзывы на автореферат е двух экземплярах, заверенные гербовой печатью, просим направлять по адресу: 11791?, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией могно ознакомиться е библиотеке ГАНГ имени И. Ы. Губкина.

Автореферат.разослан "$Xjn (t^^ 1992 года.

Ученый секретарь специализированного^ .

Совета А.В.Бухаров

• - Г: АН

•''••'.■i.; ¡JÍU-ÍA

Актуальность работы. На территории Мавритании особый интерес с точки зрения поисков скоплений нефти и газа'представляет обширная зона седиментации мезозойско-кайнозойских отложений в области прогибания, известной под названием Сенегало-Мавритак-ского бассейна.

Зона седиментации - это краевая впадина в северной части атлантической Африканской литоральной области. Она расположена вдоль береговой линии на расстоянии около 2000 кы, образуя выступ вглубь континента на 200 - 500 км. На западе зона седиментации уходит в океанические воды.

По имеющимся в настоящее время данным бассейн представляет собой область относительно недавнего и глубокого опускания, начало которого датируется юрским периодом. Породы, выполняющие бассейн, быстро меняют фации с запада на восток и представлены, в основном, пластическим материалом.

Внимание к берегам Мавритании объясняется благоприятными геологическими условиями поиска нефти и газа, а именно:

- наличием осадочных пород, толщина которых превышает 5-6 км, а в отдельных районах может быть более 10 км;

- распространенностью пород с явными признаками нефтега-зоносности почти по всему разрезу осадочных отложений;

- наличием признаков нефте- и газоносности промышленного значения в отложениях мелового периода в пределах береговой зоны Сенегала и открытием здесь нефтяного месторождения Дом-Флор в отложениях палеогена. К северу от Мавританского бассейна, на атлантическом побережье Марокко в осадочном бассейне Эссуира также открыты несколько залежей газа промышленного значения и нефтяное месторождение.

' ОЕЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОШ

Кроме того, доступность береговой зоны по сравнению с внутренней частью территории Сахары является еще одной причиной для проведения исследовательских работ, прежде всего в этом регионе Мавритании. 'Открытие первых скоплений У В будет служить основой создания собственной энергетической базы Мавритании, что является важнейшей, актуальной задачей для страны.

Цели и задачи исследований. Сенегало-Мавританский бассейн является относительно слабоизученной территорией, в пределах которой геолого-геофизические' и буровые работы проводились в ограниченных объемах. Сводных и обобщающих работ по геологическому строении и нефтегазоносности бассейна до сих пор не имеется.

Дробурено лишь 8 скважин (в Мавританской части бассейна) и проведены первые региональные геофизические исследования с очень редкой сеткой сейсмических профилей.

Представляемая диссертационная работа, по-существу, является первым научным обобщением, выполненным на основе критического анализа проведенных буровых работ, полученной геологической и геофизической информации, имевщей цель» обоснование перспек-ткз нефтегазоносности и выбора основных направлений покскоео-разведочнкх работ.

Эта проблема решалась наш; путем последовательного исследования следующих задач:

- корреляция разрезов и стратиграфии отлогений, вскрытых бурением;

- изучение основных особенностей геологического строения, условий осадконакопления и главнейших этапов истории геологического развития:

- комплексные исследования по выявлений в разрезе осадочного чехла толщ возможно нефтегазоматеринских пород и пород-

коллекторов, а также оценка выявленных в процессе бурения скважин признаков нефтегазоносности;

- выявление на основе палеотектонического и палеогеотерми-ческого анализа генерационных возможностей потенциально нефте-газоматеринских толщ, а также предварительная оценка их генерационного потенциала;

- оценка перспектив нефтегазоносности мел-палеогеновых отложений и разработка рекомендаций по совершенствования организации и выбору основных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Научная новизна

Впервые проведены комплексные, обобщагщие научные исследования особенностей геологического строения, истории геологического развития и характера нефтегазоносности осадочного чехла Мавританского бассейна осадконакопления, что явилось основой для оценки перспектив нефтегазоносности изученного региона. Выделены в разрезе мел-палесгеновых отложений коллекторские и по, тенциально нефтегазоматеринские толци, дана предварительная оценка их генерационного потенциала, возмоакых фазовых состояний углеводородных скоплений.

Фактический материал. В диссертации использованы геолого-геофизические, геохимические работы, а такяе материалы бурения 8 глубоких скважин, собранные диссертантом за период его командировок в Управление полезных ископаемых Мавритании и учебы в аспирантуре (1989 - 1992 гг.). Следует отметить, что по геологии и особенно нефтегазоносности рассматриваемого региона практически отсутствуют публикации, однако имеются отдельные технические отчеты фирм, производивших геологоразведочные работы, которые использованы при подготовке диссертации.

Практическая ценность работы. Реализация научно-обоснованных выводов по оценке перспектив нефтегазоносности, выбору основных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ, а также по совершенствованию их организации на территории Мавританского бассейна, где до сих пор не открыто ни одного месторождения углеводородов, будет способствовать создании собственной топливно-энергетической базы страны, что имеет важное народнохозяйственное значение.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав к заключения. Общий объем работы 152 страницььжашно-писного текста, 10 таблиц, 23 рисунка. Библиография включает 31 наименование.

Диссертация выполнена на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа ГАНГ имени И.М.Губкина под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора В.И.Ермолкина, которому автор выражает искреннюю благодарность за ценные советы, постоянную помощь и консультации, оказанные в период подготовки работы.

В процессе работы автор пользовался советами и помощью сотрудников кафедры и геолого-геохимкческой лаборатории доктороз г.-м.наук, цроф.А.С.Гаджи-Касуиова, В.К.Ларина, канд.г.-и. наук, доцента И.И.Бурцева, кандидатов г.-м.наук, ст.и.с. А.С.Филина, О.В.Муравьевой, С.И.Головановой, а такае Е.К.Харламовой и К.А.Малец-Лариной. Всем названным господам автор вырагает свою искреннюю признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава I. Основные результаты поисково-разведочных -работ

Степень геолого-геофизической изученности исследуемого региона довольно низкая. Проведены сейсмические исследования методом преломленных и отраженных волн, региональные гравиметрические работы и пробурено 8 поисковых скважин глубиной от 2205 м (МТО-3) до 4436 м (АИТ-1), вскрывших из наиболее древних -верхнеюрские отложения (0СТ-1).

Сеть региональных сейсмических профилей редкая, покрывающая почти равномерно всю морскую часть участка. Недостаточная плотность сейсмических профилей на большей части территории неизбежно приводит к некоторым произвольным выводам в отношении характера встречающихся геологических структур. Кроме того, при подобной сети профилей, довольно крупные положительные структуры, способные содержать нефть и газ в промышленных количествах, могут быть пропущены.

Сейсмические'карты, составленные в результате недостаточно качественных исследований, имеют предварительный и относительный характер, при этом глубины выражаются в сейсмическом времени (из-за отсутствия удовлетворительного анализа скорости), и отражающие горизонты имеют классификацию случайного характера, без уверенной стратиграфической привязки.

К сожалению, при анализе результатов бурения скважин придавалось чрезмерное значение косвенным методам (изучение бурового шлама, электрический каротаж и т.д.) в противовес прямым методам (полный отбор керна, анализ пластов путем отбора керна колонковым долотом и т.д.), которые, несомненно, являются более дорогими, но которые позволяют более достоверно оценить наличие нефти в породах. Процентное соотношение бурения с отбором керна

породоразрушащиы инструментом и извлечения керна очень ничтожно (из 19827 и выбуренных пород взято только 75 м керна, что составляет 0,36$). Из 8 скважин и десятка пластов1 представляющих интерес для анализа, проведен только один анализ с отбором керна колонковым долотом. Не были проведены работы по анализу или интенсификации вероятных нефтяных притоков, по изоляции водоносных горизонтов и т.д.; к сожалению было разрешено использование значительных количеств газойля в буровом растворе, что нам представляется недопустимым, по крайней мере, при поисковом бурении; не проводились гидрогеологические исследования, нет полного химического анализа вод водоносных горизонтов. Подобная, информация исключительно ваана для оценки перспектив нефтегазоносности данного региона.

Тем не менее, проведенные исследования способствовали изучению нефтегазоносного потенциала этой огромной геологической провинции. Достигнутые результаты, без сомнения, показывают, что начатые поисковые работы должны быть продолжены с большей интенсивностью и больней тщательностью для того, чтобы получить положительные результаты.

В силу различных причин, 2 течение семидесятых и восьмидесятых годов поисково-разведочные работы были приостановлены, и лишь в 1991 году начато бурение новой скважины АИТ-1 в южной части региона.

Глава 2. Геотектоническое положение региона

В главе рассматривался геотектоническое положение, история развития, условия осадконакопления и основные особенности тектонического строения Сенегало-Мавританского бассейне..

Каркас западной Африки состоит в основном из кристалли-

ческого докембрийского щита, главными элементами которого являются с севера на юг: гряда Анти Атлас, гряда Регибат и гряда Лео. Верхний структурный этаж платформы встречается в основном в двух разных типах впадин:

- во внутриплатформенных впадинах, заполненных, главным образом, палеозойскими, отложениями (впадина Таудени в Мавритании и Мали);

- в окраинных прибрежных впадинах, располагающихся как на побережье, так и в открытом море, заполненных главным образом мезозойскими и кайнозойскими отложениями.

Мавританская прибрежная впадина относится ко второй категории .

Эта впадина определяется как область седиментации, материковая часть которой в настоящее время на востоке опирается на дугу, образующую надвиг к востоку от Мавританидов, а на западе простирается максимально в море и опирается на платформу и существующий в настоящее время материковый склон.

В Мавританской прибрежной впадине на поверхность не выходят никакие мезозойские отложения и очень мало кайнозойских отложений. В настоящее время единственным источником данных, касающихся стратиграфии этих геологических периодов, являются результаты бурения скважин в открытом море.

Наиболее древние отложения бассейна, обнаруженные непосредственно на поверхности (острова Зеленого Мыса) и на глубине (морская скважина в районе мыса Тимирис-1), являются отложениями верхней юры. Выше них залегают отложения мелового и кайнозойского возраста с локальными перерывами вплоть до современных отлоаений.

Процесс образования осадочных пород в Сенегало-Мавритан-

ском бассейне протекал в морской среде с особенно интенсивным образованием в неритовой зоне, включающей континентальный подводный шельф и его внешний склон. И только в течение относительно коротких периодов некоторые области выходили на поверхность и подвергались процессам денудации, или седиментация происходила в переходных или континентальных условиях.

Режим тектонических движений, характерный для всей территории, представлял собой непрерывное и стабильное опускание, компенсируемое накоплением морских отложений значительной толщины.

В точки зрения структуры исследуемая территория представляет собой широкий моноклинальный уклон с пологим склоном, который постепенно понижается к западу. Изменения уклона, цроисходят в зависимости от условий седиментации различных стратиграфических комплексов. Каждый из этих комплексов характеризуется своим континентальным шельфом, где уклон более пологий и своим внешним склоном, где уклон пластоз имеет более ярко выраженный характер.

Допуская возможные погрешности, связанные с большим разбросом результатов сейсморазведки, можно признать действительным наличие десятков положительных структур, таких как, брахк-антиклинзлк, террасы и структурные выступы, размеры которых мз~ няются от нескольких километров до нескольких десятков километров.

Характерной чертой тектоники Секегало-Мавританского бассейна является наличие многочисленных разломов, распространенных по всей исследуемой территории, в результате чего, за некоторым исключением, обнаруженные положительные структуры имеют еще более сложный вид по причине происшедших впоследствии тектонических нарушений.

Тектоника разломов в своей совокупности играет очень важную роль в формировании структуры данного региона. В большинстве случаев эффективность замкнутых положительных структур, служащих ловушкало! для перемещающихся углеводородов, зависит от экрана, образованного разломами, которые нарушают упомянутые структуры.

По всей видимости, существует и другая характерная черта тектоники Сенегало-Мавританского бассейна, заслуживающая пристального внимания, даче если ее наличие не может рассматриваться как окончательно доказанное. Речь идет о вероятности обнаружения складок, связанных с глубинными диапираыи.

Так как рассматриваемые складки отмечены на сейсмических профилях, начинал с кровли неокома.до миоцена, следует предположить, что если действительно существуют соляные-штоки, они должны иметь возраст юры или более древний возраст.

Естественно, что единственной возможностью доказать наличие диапиров и определить их геологический возраст, является бурение, которое до настоящего времени нигде не позволило достигнуть соляных штоков.

Даже не будучи многочисленными, диапиры могли бы создать достаточно многообещающие возможности при поиске нефтяных и газовых месторождений.

Если добавить к этому возможность обнаружения ловушек другого типа (литологических и стратиграфических), можно создать достаточно полное представление относительно обилия и многообразия структурных и неструктурных форм, представляющих интерес для поисков нефтяных и газовых месторождений.

Глава 3. Лктолого-стратиграфическая характеристика _Сенегало-Мавританского бассейна_

В главе, на основе результатов бурения скважин, дается общая литолого-стратиграфическая характеристика разреза Сенегало-Мавританского бассейна и анализ фкльтрационно-емкостных свойств коллекторских толщ. Произведенное сопоставление стратиграфических разрезов скважин, построенные схематические карты мощностей апт-альба, сеноман-турона, сенон-палеоцена, эоцен-олигоцека, миоцена и плио-плейстоцзна, а также карты распределения коллекторских толщ, позволили изучить особенности пространственного распространения и изменения литофаций, мощностей и коллекторских сбойств этих комплексов.

Возраст кристаллического фундамента бассейна еще не определен точно. Основываясь на том, что восточный край бассейна образован складчатыми сооружениями Мавритакидоъ ыокно предположить, что его кристаллический фундамент датируется докембрием. Тем не менее, принкмая во внимание проявление в Ыавратанидах более позднего метаморфизма, могсет оказаться, что кристаллический фундамент датируется более поздним периодом - каледонсы'-ь: или даже герцинским.

Самая древними из известных в настоящее аремя отложений Сенегало-Мавританского бассейна являются осадочные породы юрской системы.

Юрские отложения представлены в основном чередованием пес-чаникоз и аргиллитов с редкими к тонкими прослойками известняков общей мощностью 425 м.

Меловая система представлена двумя отделами: нкекмы и верхним.

В общих чертах неокоыский надъярус нижнего мела представлен свитой довольно мощных пластов пластических осадочных пород, отложившихся в среде, которая резко изменяется от континентального шельфа до внешнего склона того же шельфа. Преобладают аргиллиты и глины, переслоенные песчаником и алевролитом. В то время, как в буровой сквачсине ОСТ-1 карбонатные пласты встречаются довольно редко, в скважине ОСТ-2 встречается большое количество известняков и доломитов, занимающих больше половины общего объема, включения с глинистыми и песчанистыми пластами. Мощность неокомского надьяруса в ОСТ-1 равна 891 м. Буровая скважина ОСТ-2 прошла 638 м, а ЫТО-2 - бы.

Как правило, на юге Сенегало-Мавританского бассейна апт-ский ярус состоит из глинистых фаций, в то время как в направлении к северу обнаруживаются прослои глинистых, песчаных и карбонатных пород в различных соотношениях.

Обстановка была переходной к континентальному шельфу, не-ритовой.

На севере буровые скважины пересекают толщу от мелкозернистого до крупнозернистого песчаника - иногда конгломератового, от серого до коричневого, кварцевого или доломитового, местами глинистого с различной пористостью, иногда довольно высокой.

Толщина алтского яруса изменяется, от 152 м до 420 м.

.Цитологические особенности альбских отложений доказывают существование очень разнообразной обстановки, изменяющейся от континентальной до неритовой.

На юге альбский ярус представлен свитой аргиллитов. В зоне буровых скважин ОСТ-1 и ОСТ-2 альбская формация является в основном песчаной.

Песчаники - светло-серые или бежевые, иногда коричневые,

от тонкозернистых до крупнозернистых; их цемент - от кальцито-вого до доломитового, от слабого до твердого. Пористость очень различна; встречаются пласты с высокой пористостью 120 - 25%).

Далее к северу, в буровой скважине Аль-Кинз-I, геологический разрез альбского яруса почти полностью состоит из пористых песчаников - граувакк, с несколькими редкими и тонкими прослоями глин и аргиллита. Только в верхней части - мощностью 150 метров - толща становится глинистой, с включениями прослоев песчаника.

Общая мощность альбского яруса меняется от 275 метров в буровой скважине ИТО-2 до 875 ветров - в 0CT-I.

Верхний отдел меловой системы представлен отложениями се-нонанского и турокского ярусов и сенонсккц надъярусом. Отложения сеноманского и туронского ярусов на юге состоят преимущественно из аргиллитов, а в центральной части бассейна (0CT-I) песчаники составляют почти треть общей мощности.

На севере (Аль-Кинз-I) в основании сеноьйнско-турокских отложений находится слой е 75 метров, состоящий из доломитов -серо-бежевых, слегка песчаных, кремнистых, очень твердых. Далее вверх следуют почти одни только песчаники - от серых до серо-буроваткх, кварцевые с карбонатным цементом. Посчаниси и^еют различную пористость, содержат тонкие включения мергелей, известняков или довольно редко - доломитов.

Среда седиментации предположительно может быть оценена как переходкая от береговой (ыекдельтовой) до морской - нери-товой.

Суммарная мощность сеноманского и туронского ярусов меняется от 209 м (М10-2) до 465 и (Аль-Кинз-I).

Отложения сенонского надъяруса представлены в основном

аргиллитами, песчаниками с прослоями глинистого известняка и доломитов. Пористость песчаных слоев очень высока, доходит до 35%. Можно полагать, что условия осадконакопления менялись от континентальных до прибрежно-морских и морских. Мощность отложений сенона изменяется от 432 м в центральной части бассейна до 575 м - в северной.

Кайнозойские отложения со стратиграфическим несогласием залегают на верхнем отделе меловой системы.

Отложения палеоцена представлены переслаиванием аргиллитов, известняков и песчаников крупнозернистых с высокой пористостью. Осадконакопдекие происходило в морских условиях, за исключением крупнозернистых песков, условия осадконакопления которых являются скорее дельтовыми. Мощность палеоцена меняется от 34 м в центральной части до 550 м - на юге и 155 м - на севере бассейна.

На эрозионной поверхности палеоценового отдела залегают эоценовые образования. Было доказано наличие последних в буровых сква-гинах Аль-Кинз-I, 0CT-IB и ОСТ-2, где различают нижний, средний и верхний эоцен. В то же время южнее, в MT0-I, эоцено-вый отдел отсутствует, очевидно, под воздействием эрозии.

Еще южнее, в буровой скважине МТ0-2, встречается только свита пластов среднего эоцена, не особенно мощная.

В нижней части эоцен представлен известняками и аргиллитами, в средней - песчаниками с прослоями аргиллитов и известняков и в верхней части - глинами и аргиллитами с прослоями песчаников, накопление которых происходило в условиях континентального шельфа.

Мощность эоцена существенно меняется от бб м - в южной, до 362 м - в центральной и до 679 м в северной части бассейна осадконакопления.

Отлохенкя олигоцена, особенно центральной части бассейна, цредставлены песчаными фациями, замещающимися к югу и северу аргиллитами. Песчаники характеризуются довольно высокой пористостью. Отложения накапливались в прибрежно-морских и морских условиях. Общая мощность отложений олигоценового отдела меняется от 156 м до 233 и.

Отложения миоцена могут быть подразделены на три литологи-ческих единицы. В нижней части (150 м) преобладают аргиллиты с включениями известняка. В средней части (200 и) - преимущественно песчаники и алевролиты с прапластками аргиллитов. В верхней части (750 м) отложения миоцена представлены в основном аргиллитами с пропластками песчаников, переходящими в кровле в пластичные глины. Среда седиментации была в основном морской.

Отложения плиоценового к плейстоценового отделов представлены глинами с частыми к иногда мощными прослоями песков. Общая мощность этих отложений меняется с севера на юг от 154 - 380 и до 770 - 872 и.

Анализ распределения мощностей отложений алт-альба, сено-ман-турона, - сенон-палеоцена, зоцен-олигоцена, ыиоцзка и плис-плейстоцена показывает, что на протяжение мел-плейстоценового периода исследуемая территория испытывала устойчивое погружение с накоплением значительных мощностей отложений.

В течение апт-альбского времени в пределах Мавританского бассейна осадконакошения существовало три области прогибания: северная, центральная и южная. Максимальные мощности апт-альб-ских отложений составили соответственно 1000, 1000 и около 2000 метров ка юге в районе скважины АИТ-I. Следует ответить, что к западу от центральной области прогибания и накопления наибольших мощностей отложений апт-альба е районе скважины V -I

- ij -

существовало поднятие, в пределах которого толщина рассматриваемых отложений составляет менее 400 метров.

В течение сеноман-туронского времени принципиальный характер распределения мощностей существенно не изменился, за исключением того, что данный период времени характеризуется существенно меньшим погружением и накоплением соответственно значительно меньших мощностей отложений. Сохраняются лить северная и южная области прогибания, где мощность отложений сеномак-туро-на составляет 400 и 600 метров соответственно. Центральная часть прогибания в апт-альбское время в рассматриваемый период занимала стабильное положение, где мощность не превышает 350 метров (0CT-I). Продолжало существовать крупное поднятие к западу, в районе скважины V -I.

3 течение сенон-палеоценового времени характер осадконакоп-лекия существенно изменился. В районе скважины V -1,на месте существовавшего поднятия в предыдущий период,сформировалась область наибольшего прогибания, где накопились отлоЕения сенон-палеоцека толщиной более 1300 метров. В северной, центральной и юэюй частях региона наблюдается моноклинальное, постепенное нарастание мощностей от 200 - 300 метров в прибрежной частк, до 800 - 1200 метров в районе сквагак AK-I к АИТ-1.

В течение эоцен-о.чкгоценового времени, судя по всему, произошла инверсия тектонических двияений и характер распределения мощностей эоцек-олигоцена вновь приобретает картину, которая наблюдалась в досекокакскоз время. В это время ековь существует три области прогибания и накопления наибольших мощностей осадков: сезерная (район сквашны AK-I, 900 нетроз), центральная (район скзааиш 0CT-I, 555 метров) и гжкая (район сквагины АИТ-1, 500 метров).

К западу от ОСТ-I вновь существовало поднятие, в пределах которого толщина отложений эоцен-олигоцена не превышает 270 метров. Следует также отметить, что б южной части бассейна, в районе скважины МТ0-2 толщина отложений эоцен-олигоцена не превышает 100 метров, что свидетельствует о существенной стабилизации этого района в рассматриваемый период времени.

В течение миоценового времени практически вся территория вновь испытывает устойчивое погружение с нарастанием мощностей с востока на запад, с максимальным их накоплением в районе скважины МТО-З, где толщина миоценовых отложений составляет более 1100 метров.

Аналогичная картина режима тектонических движений и распределения мощностей отложений наблюдается и в течение плиоцен-плейстоценового времени.' Происходит нарастание амплитуды прогибания с востока на запад до максимальной в районе скважины МТО-З, где толщина рассматриваемых отложений составляет более 870 метров.

Таким образом, особенность режима тектонических движений и характер распределения мощностей отложений в рассмотренные периоды геологической истории свидетельствуют, что в изучаемом регионе преобладали движения погружения с накоплением отложений апт-плейстоцена суммарной мощностью до 4100 - 4200 метров в центральных частях Мавританского бассейна осадконакопления (0СТ-1, У-1).

На основании имеющихся данных об изменении пористости составлены схематические карты распределения коллекторских толщ в отложениях апт-альба, сеноман-турона, сенон-палеоцена, эоцен-олигоцена и суммарная карта распределения коллекторских толщ в отложениях мел-палеогена.

Результаты анализа показывают значительное изменение качества, суммарной мощности и средней мощности пластов-коллекторов от одной скважины к другой. В направлении с севера на юг в мел-палеоценовых отложениях осуществляется переход от скважин, величина пористости которых достигает 35& (АК-1А), к скважинам, практически не имеющим пластов-коллекторов СИТО—2). Б направлении с востока на запад изменения почти не заметны, но создается впечатление, что там наблюдается значительное улучшение мекду V -I с одной, стороны, и ОС-Т-1 и ОСТ-2 - с другой стороны.

Пласты-коллекторы в альб-алте сложены в основной песчаниками, более или менее сцементированными.

В сеноиан-туроне пласты-коллекторы представлены песчаниками во всех областях.

Очень хорошие пласты-коллекторы выявлены в сенок-пзлеоце-не, сложенные чистыми песчаниками, часто мощными.

Неогеновые и частично палеогеновые отлогьния пластов-коллекторов ке содержат.

Глава Характеристика нефтегазсносности Сенегало-_Мавпктанского бассейна_

В главе излагаются результаты анализа признаков кеф?егазо-< носкости, полученных при бурении скваяин, а такяе геохимических исследований по Еыявлекию нефтегасокатермнских пород к предварительной оценке их генерационного потенциала.

Как показывает анализ, более или ¡генеэ значительные щк-знаш* нефтегазоноскости обнаружены во всех стратиграфически?: подразделениях. Эти признаки доказывают наличие миграционных углеводородов по всей территории и по впеку вскрытому геологическому разрешу. Наиболее суг;еотзешые из них были получены из отложений палеоцена.

На основании геохимических исследований шлама и керна скважин нефтегазоматеринские породы были выявлены в туронском и аптекой ярусах и в эоценовом и палеоценовом отделах; они содержат органическое вещество сапропелевого и гумусового типов.

При составлении характеристики нефтегазоматеринских пород, кроме анализов по определении содержания углерода на аппарате Леко, использованы данные программируемого пиролиза породы при помощи РОК ЭВЕЛ (Эсштале Ж. и др., 1977).

Генерационный потенциал пород колеблется от 1,5 до 7 кг НС/т породы в отложениях палеоценового отдела; от 1,3 до 1,9 кг НС/т - в нижнем слое миоцена и от 1,2 до 5 кг НС/т - в пластах мела. Самый высокий потенциал был обнаружен в породах палеоцен-миоценового отдела (от 3 до 25 кг НС/т) и в пластах меловой системы (от 4 до 21 кг НС/т).

Глава 5. Цредставление о возможных фазовых состояниях _- скоплений углеводородов_

Известно, что фазовая зональность углеводородов формируется под воздействием многих факторов: геоструктурных, термобарических, геохимических, литолого-фациальных, гидрогеологических, степень влияния которых зависит от специфических условий геологического развития конкретного региона. Однако для всех регионов существуют какие-то основные факторы, влияющие на ее формирование и становление. Нами изучена методика прогноза фазоворазлич-ных скоплений УВ, разработанная в геолого-геохимической лаборатории ГАНГ им.И.М.Губкина (В.И.Ермолкин, Е.И.Сорокова).

В основу разработанной модели генетической фазовой зональ-■ности УВ легли теоретические принципы, связанные с органическим синтезом УБ, степенью преобразования органического вещества (ОВ)

в зависимости от-терыобарических условий, обусловленных режимом и направленностью тектонических движений.

Имеющиеся на данном этапе исследований фактические данные позволили составить графики изменения во времени палеотектони-ческих и геотермических условий для северной, центральной и южной частей Мавританского бассейна.

Анализ полученных материалов показывает, что потенциально нефтегазоматеринские толщи испытывали движения устойчивого погру-• жения практически в течение всей истории геологического развития.

В северной части Мавританского бассейна (з районе скважины А}-:-!) нефтегазоматеринские отложения мелового возраста вопли в главную зону нефтеобразовакия (ГЗН), температурный интервал которой составляет 60 - 160°С,з начале секскского времени и находятся в этой зоне вплоть до настоящего зрзмзни. Скорость нарастания палеотемператур для этих отложений составила 0,48°С/млн.лзт. Современные температуры на глубине 3-4 ¡а/,, где сейчас находятся нефтегазоматеринские толщи, составляют 80 - Ю0°С. Нефтэга-зомАтзринские толщи палеогена в этом районе качали входить н зону температур вызе 60°С лип:ь к концу неогена. Современные тем-перат.уры здесь не превышают 55 - 60°С.

В центральной части бассейна (б районе скзалккы V -I) нюте-мэловые нефтегазсматэриксхие толщз; воиш в главную зону нефтеобразовакия в конце секонского времени и находятся з ней до настоящего времени. Современные темпзре.туры составляют 120°С. Скорость нарастания палеотемператур составила 1°СДиш.лет. Нефтегазоматеринские толщи палеогена поели в главную зону нефтеобразоззлия к концу мкоцека. Скорость нарастания пачеотемператур составила 0,9°С/мян.лет. Современные температуры в нефтегазоматернкских

отложениях составляют порядка 70°С.

В южной части Мавританского бассейна (в районе скважины ЫТ0-2) нефтегазоыатеринские толщи мела вошли в зону температур, превышающих 60°С к концу сенона. Температуры нарастали до конца палеогена, затем, в связи со стабилизацией тектонического режима, на протяжение всего эоцена рост температур црактически прекратился и лишь в начале миоцена температуры вновь нарастали до 100 - Ю5°С на современном этапе. Таким образом, средняя скорость нарастания палеотемператур для нижнемеловых нефтегазома-теринских толщ составила 1,1°С/млн.лет. Нефтегазоматеринские толщи палеогена начали входить в эту зону в середине миоцена. Современные температуры в указанных отложениях не превышают 70°С. Средняя скорость нарастания палеотемператур составила лет. Таким образом, можно предполагать, что для нефтегазоматерин-ских толщ мелового возраста благоприятные условия для генерации жидких углеводородов (УВ) существовали в центральной, южной частях Мавританского бассейна (скорости нарастания палеотемператур составляли I - 1,1°С/млн.лет).

В северной части бассейна генерировались, очевидно, лишь газообразные УВ. Генерацией преимущественно жвдких УВ характеризовались в центральной и южной частях бассейна нефтегазоматеринские толщи палеогеновых отложений, скорость нарастания палеотемператур в которых составила 0,8 - 0,9°С/млн.лет. В северной части бассейна эти толщи до настоящего времени практически не вошли в главную зону нефтеобразования и по этой причине могли генерировать лишь газообразные УВ.

Таким образом, вышеизложенное свидетельствует о том, что нефтегазоматеринские толщи Мавританского бассейна могли генерировать как жидкие, так и газообразные УВ. Причем объем генери-

руемых УВ мог быть существенно более значительным, чем сввдетель-ствует генерационный потенциал нефтегазоматеринских пород, так как при общей оценке перспектив нефтегазоносное™ следует учитывать существенное нарастание мощностей нефтегазоматеринских от-локений к западу от пробуренных скважин.

Глава 6. Оценка перспектив нефтегазоносности Сенегало-_Мавританского бассейна_

Исследование геологического строения, истории геологического развития и комплекс прямых признаков нефте- и газоносности, зарегистрированных во время проведения работ, четко показывает, чтс в геологическом развитии района существовали периоды, благоприятные как для образования нефтегазоматеринских пород, способных производить углеводороды, так и коллекторских толщ, способных накапливать кх в значительных количествах.

Если взять за основу распределение прямых признаков нефте-и газоносности, их характер и количество, то перспективы стратиграфических подразделений, представленных в разрезе Секегало-Малзрктанского бассейна., могут быть оценены следуюпрад образом.

Наиболее обещающей цель» для поисковых работ являются, на наш взгляд, палеоценовые отяогенчя, особенно в зоне раззисия зы-соккх пластовых давлений.

В этих отложениях в скважине ЫТО-1 бил обнаружен приток соленой воды, содержащей 27,5 нэ нефти в сутки. Б той Ее зоне с:<валп*н& МТО-2 показана повышенное газопроявлеиие и 0,5% нефти в буровой растворе.

На второе место модно поставить отлогения миоцена и, прехде всего, обе зонн развитая песчаников »: пес::оз. условно называемых зоной "А" и зоной "В'' в описании разреза.

В разведочной скважине ЫТО-1 в этих зонах отобрали нефте-насыщенный керн, в то же время наблюдались признаки газа в буровом растворе. Прямые признаки были зарегистрированы также но время бурения скважин МТО-2, МТО-3 и ОСТ-2, хотя и с меньшей интенсивностью.

Третье место, по нашему мнению, должно принадлежать отложениям сенонского надьяруса, где было обнаружено изобилие кварцевого песчаника и песков высокой пористости, а также в зоне разведочных скважин ОСТ-1 и ОСТ-2, где был отобран буровой шлам, содержащий мобильную нефть.

Имеющиеся геолого-геохимические, геофизические данные и результаты бурения первых поисковых скважин позволяют провести районирование исследуемой территории по перспективам нефтегазо-носности, адекватное степени современной изученности.

Основными критериями, положенными в основу районирования на данной стадии поисково-разведочных работ являются: наличие нефтегазоыатеринских пород, коллекторских толщ, флюидоупоров в разрезе, а такяе существование ловушек того или иного типа.

Таким образом, на современном этапе представляется, на наш

ъ

взгляд, возможным выделить 3 зоны. Границы между зонами носят относительный характер.

Зона I

Данная зона расположена в основном на берегу, она выходит в открытое море на севере банки Арген. Ее восточные и западные границы определены произвольно. Первая проведена с таким расчетом, чтобы толщина отложений была достаточной для проведения по-.•исково-разведочных работ в этой зоне. Вторая граница отмечает переход в самую благоприятную зону клинообразной смены коллектора - материнские породы (зона 2).

Зона 2

Расположенная частично на материке, частично в море на очень большой глубине к югу от мыса Тимирис, она простирается в глубоководном море на север.

Западная граница этой зоны была установлена на основе данных анализа коллекторов нескольких скважин при переходе к формациям с преобладанием глины.

Зона характеризуется увеличением мощности кайнозойских формаций, создающим термобарическке условия, которые способствуют созреванию органического вещества; наличием комплекса нефте-газоматеринских пород и пород-коллекторов, который считается самым благоприятным в разрезе Мавританской прибрежной впадины и особенно з меловых формациях. Самые лучшие потенциальные коллекторы долены бить обнаружены в меловых отложениях, особенно в сеноне и альС— секомане.

Сейсмическая разиедка дает сведения о структурах, находящихся вне скважин (К, 3, № 2 и т.д.), по которым необходима дополнительная информация (детальная сейсмическая разведка).

В этой зоне пробуренные снвагины показали наличие признаков жидких и газообразных углеводородов ка несколько: уровнях шгапяиоценовых и меловых форьсщий.

Зона 3

Она расположена з основном в море на большой н средней глубинах (кншая часть) и простирается местами на флексуру (район МТО), а также на материковый склок и абиссальную равнину.

С точки зрения литологии здесь преобладают глины, которые затрудняют бурение. Возмогло, существуют коллектора з виде пластических или подобных км образований древних русел рек, барров и т.д., для выявления которых должны быть проведены дополнитель-

ныв сейсмические исследования.

За исключением зоны флексуры (МТО), структурный план, видимо, обусловлен процессами соляной тектоники (южная часть), которая, скорее всего, отсутствует к северу от 18° 30'параллели.

Кроме структур I- , М , 5 работы должны быть направлены на поиск литологмческих и стратиграфических ловушек или структурных и смешанных ловушек, связанных с наличием куполовидных эва-поритов.

Учитывая весь комплекс прямых признаков, указывающих на наличие как нефтегазоматеринских пород, так и залежей нефти и газа, можно охарактеризовать исследуемую территорию района Се--негало-Мавританского бассейна как перспективную нефтегазоносную провинцию и как цель для проведения поисково-разведочных работ в еще более широком масштабе.

Заключение

(Основные выводы, защищаемые положения и рекомендации)

Изложенные в диссертационной работе результаты анализа геологического строения, истории геологического развития, условий нефтегазообразования и возможностей нефтегазонакопления в пределах Сенегало-Мавританского бассейна позволяют сделать главный вывод о том, что имеются все основания утверждать о возможности открытия скоплений нефти и газа в отложениях мел-палеогена на исследуемой территории Мавритании.

Этот оптимистический прогноз обоснован следующими факторами:

I. В разрезе мел-палеогеновых отложений выявлены толщи нефтегазоматеринских пород с достаточно высоким генерационным потенциалом. Это прежде всего отложения апта, турона, палеоцена и эоцена, генерационный потенциал которых достигает 21 - 25 кг НС/т породы.

2. Разрез мел-палеогеновых отложений характеризуется наличием толщ пород-коллекторов в основном гранулярного типа, величина пористости которых достигает 20 - 35?, перекрытых флюидо-упо рами.

3. Отложения мел-палеогена характеризуются ритмичным переслаиванием нефтегазоматеринских и колдекторских толщ почти по зсему стратиграфическому диапазону.

4. Режим тектонических движений, характер распределения мощностей и условий осздконакопления осадочных отложений в течение крупных периодов геологической историк свидетельствуют, что в изучаемом регионе преобладали движения погружения с накоплением значительных мощностей отложений в црлбрехно-корских и морских условиях.

5. Далеогеохронотермкческие условия развития бассейна осадконакопления свидетельствуют о том, что нефтегазоматерик-ские толщи могли генерировать как нидкие, так и газообразные УЕ, генерационный потенциал которых может быть существенно вызе установленного в диссертационной работе за счет резкого нарастания мощностей материнских пород к западу от пробуренных сква-зин.

6. Уже на стадии региональных геофизических исследований выявлен ряд положительных структур, таких как брахиантиклинали, террасы, структурные выступы, размеры которых меняются от нескольких километров до нескольких десятков километров, способных служить ловулхаш нефти и газа. Имеются также все основания предполагать возможность выявления ловулек литологического, ли-толого-стратиграфического, тектонически-экранироваиного типов. а также связанных с соляными куполами.

7. В процессе бурения первых поисково-разведочных скватан

зарегистрирован!«)-большое количество прямых признаков нефти и газа почти по всему стратиграфическому разрезу, б том числе фонтан соленой воды с притоком 183 м3/сут. из отложений палеоцена, содержащей 27,4 м3/сут. нефти.

В заключение считаем необходимым дать некоторые рекомендации относительно организации и проведения работ по поиску нефти и газа в Мавританской части Сенегало-Мавританского бассейна.

1. Необходимо продолжить работы с помощью детальной разведки с тем, чтобы дать более качественную оценку обнаруженных структурных элементов и выявить новые положительные замкнутые структуры, особенно по перспективным горизонтам миоцена, палеоцена, сенона и более глубоких горизонтов.

2. Необходимо продолжить бурение на перспективных структурах, собрав при этом всю возможную геологическую информацию общего характера и отдавая предпочтение прямым методам исследования пласта.

3. На современном уровне опоисковывания Сенегало-Мавританско-го бассейна можно указать следующие направления поисков:

а) зоны пористых и проницаемых пород палеоцена и, в первую очередь, в интервалах с высоким пластовым давлением;

б) пески и песчаники миоцена;

в) пески и песчаники сенона.

Предпочтение, отдаваемое вышеуказанным направлениям поиска, ни в коем случае не должно вызывать негативного отношения к другим стратиграфическим подразделениям.

4. Частные изменения литофаций по простиранию пород одного и того же стратиграфического горизонта делают необходимым проведение сейсмокаротажа во всех скважинах с целью получения значений сейсмических скоростей, необходимых при построении структурных карт.

5. Необходимо обосновывать место заложения касдой скважины на основе результатов детальной сейсморазведки.

6. Совершенно необходимым является повышение процента выхода керна при бурении всех интересующих стратиграфических горизонтов. Ни одна разведочная скважина не должна быть остановлена без проведения после бурения исследований возможных пластов-коллекторов с применением современных методов по интенсификации дебита скважин и разделению нзфтяных и водоносных пластов.

7. Во Бремя бурения и возможного ремонта скважин необходимо избегать смешения бурового глинистого раствора с продуктами нефти. Это может быть оправдано только при проведении наиболее тягелых ремонтных работ, когда существует угроза разрушения самой с к важны.

I. Модель геологического строения и развития Сенегало-Мав-ритакского бассейна осадконакопления.

тегазонакопления з :<ел-палеогеновых отложениях на основе анализа палеотектонических и палеогеотермическкх условий потенциально нефтегазоматеринских толп.

3. Качественный прогноз нефгегазоноскостн мел-гклеогенсвьх стложекий и основные направления дальнейших поисково-разведочных работ.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

2. Историко-генетическке связи нефтегазосбразовакия и неф-