Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геологическое строение, особенности размещения и перспективы открытия скоплений нефти и газа в Дагомейско-Нигерийской синеклизе

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

Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение, особенности размещения и перспективы открытия скоплений нефти и газа в Дагомейско-Нигерийской синеклизе"

ГОСУДАРСТВЕННАЯ ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА

ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА ' Г Б ОД имекй И.М.ГУБКИНА

/ 6 июл 1300

На правах рукописи

КОЧОФА АНИСЕТ ГАБРИЭЛЬ

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, ОСОБЕННОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОТКРЫТИЯ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ДАГОМЕЙСКО-ННГЕРИЙСКОЙ СПНЕКЛПЗЕ

Специальность 04.00.17 - "Геологах, поиски и разведка нефтяных я газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на" соисканнг ученой степени кандидата геолого-мянералопнеских наух

Москва 1998

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

Научные руководители: доктор геолого-минералогических наук, профессор Э.А.Бакиров; доктор геолого-минералогических наук, профессор В.И.Ермолкин

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор Б.А.Соколов; кандидат геолого-минералогических наук, доцент М.Ю.Хакимов.

Ведущая организация: ВНИИзарубежгеология

Защита состоится 23 июня 1998 года на заседают Специализированного Совета Д 0.53.27.06 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук при ГАНГ имени И.М.Губкина по специальности 04.00.17 - "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений" в Л Ь часов в ауд. 1-Ъ 2.

Ваши отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью, просим направлять по адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ имени И.М.Губкина.

Автореферат разослан "01+" О & 1998 года.

Ученый Секретарь Специализированного совета, Кандидат геолого-минералогических наук

Обшая характеристика работы.

Актуальность работы. Дагомейско-Нигеринская синеклиза занимает южные прибрежные части республик Того, Бенина (бывшая Дагомея), Нигерии и Камерун?. В настоящей работе рассматривается в основном часть синеклизы, расположенная на территории Бенина и Нигерии.

В пределах рассматриваемой территории открыто более 300 месторождений нефти и газа, что позволило Нигерии стать ведущей нефтегазодобывающей страной Африки. В Бенине открыто крупное месторождение Семе.

Добыча углеводородного сырья в этом регионе растет быстрыми темпами, а ежегодный прирост запасов нефти в среднем в последние годы не превышал 7-8%. В связи с этим, для поддержания уровня добычи и увеличения разведанных запасов необходимо усиление поисково-разведочных работ с цельта выявления новых нефтегазовых месторождений, как на суше, так и на акватории Нигерии и Бенина.

В пределах исследуемой территории основные открытые месторождения приурочены к палеоген-неогеновым отложениям впадины дельты р.Нигер, где на суше и в пределах континентального шельфа продолжают выявлять все новые месторождения нефти н газа. Перспективность впадины дельты р.Ннгер и впадины Дагомеи (Бенин) в нефтегазоносном отношетш значительны. Однако назрела необходимость в расширении стратиграфического диапазона поисков нефти и газа. Необходимо боле; детально изучить меловые отложения, в которых наблюдаются многочисленные нефтегазопроязления, одновременно наращивая темпы поисково-разведочных работ в палеоген-неогеновых отложениях. Кроме того, перспективность на нефть и газ ргда геоструиурных элементов до настоящего времени еще к: освежена, хотя я их :т,)ел;~,ах эпизодически проводились геолого-разведочные работы.

Таким образом, наряду с концентрацией ючсксво-разведочных работ во впадинах дельты р.Ннгер и Дагомей (Бенин) основное значили представляет оаеихд перспекпга нефтегазоносности всего мезозой:ко-кайкозо£ского комплекса в предела-« различных геоструктурных элементов Дагомейско-Нигеркйгкз:: сниеклязы.

Для реализации этой цели немаловажное значение имеет выяснение условий формирования и закономерностей размещения скоплений нефти и газа в Дагомейско-Нитерийской скяеклизе, что может служить научной основой для оценки перспектив нгфтегазоносности и дальнейшего развития поисково-разведочных работ.

Пели исследований: Выявление основных особенностей формирования и размещения скоплений нефти и газа в пределах Дагомейско-Нигерийской синеклизы на основании комтексного изучения особенностей ее геологического строения, включая анализ палеотектонических, палеогеографических, геохимических н термобарических условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления, с целью дифференцированной оценки перспектив нефте- и газоносноетя недр региона.

Задачи исследований.

1. Изучение основных особенностей геологического строения, истории развития, палеотектонических и палеогеографических условий осалконакопления и нгфтегазоносности Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

2. Выделение в разрезе осадочного чехла основных нефте газоматеринских толщ и регионально-нефтегазоносных комплексов на основе анализа размещения выявленных скоплений УВ и геолого-геохимических исследований.

3. Выявление генетических связей формирования и размещения скоплений нефти и газа в разрезе осадочного чехла, условий генерации нефти н газа и прогноз возмсмшой фазовой зональности УВ.

4. Оценка перспектив нефтегазоносности на основе комплексного геологического, палеотектонкческого, геохимического термобарического анализа и определение основных направлений поисково-разведочных работ.

Научная новизна.

Впервые для Дагомейско-Нигерийской синеклизы проведено обобщение геологических и геохимических материалов.

Изучена пространственная фазовая зональность углеводородов в мезозойско-кайнозойских отложениях Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

Представлена схема размещения фазсво-разлнчных зон в пределах перспективных и высокоперспективных областей синеклизн.

Впервые для Дагомейско-Нигернйской сикеклизы проведены комплексные исследования, на основе которых дано науто-обоснованное определение первоочередных объектов для приражепня запасов нефти и газа.

Фактический материал. Фактическими датгъгмл для выполнения настоящей работы послужили, глш&тм образом, опубликованные литературные материалы геологических служб Бежиа, Нигерии и различных исследователей, а таг:;? бур~зые материалы компании Шелл Б.П. Нигерии, Сага Петрольем (Норвегия) и Union Oil (Калифорния).

Автор выраясает свою искреннюю признательность Жан Ж.Пгрера -генеральное директору нефтяного проекта Семе, глаЕкым геологам О.Мессан н С.Амелзгна за советы, помощь и пожелант« при сборе :.:%териалов. Автор тал« благодарен компании Projet Pétrolier ds Seme (Бенин), предоставившей ему разрешение на получение буровых данных.

Практическая ценность работы

Реализация каучно-обосковакннх выводов по оценке перспекпя нефтегазоносностк, целенапргвленнкг раздельные поиски к разведка нефтяных и газовых месторожд:!Е1Й позволят в значительной степени снизить финансовые затраты.

Открытие новых месторождений углеводородов в Бенине будет-способствсвагь создзнгоо собственной топливно-энергетической базы стрл'ть'.

Сптуктгез и ооъем работ.

Днссертаси состоит in введен:«:, пяти глав и заключения. Сбскй о с- ;м г «боты

.....страниц машинописного текста, 5 таблиц, 23 рисунка. Бйблиогрзфия вглочает 122

наимекозагам.

Диссертация выполнена на кафедре теоретически осноз поиск; s к р.чзвег:з1 нефти и газа ГАНГ им. И.М.Губкина под на)"чным руководством профессора Э.А.Бакироаа н профессора В.И.Ермолхина, которым а лор зираяыег и:».ренюою

благодарность за ценные советы, постоянную помощь и консультации, оказанные в период подготовки работы.

В работе над диссертацией автор консультировался у псоф.М.Ф.Павлинича, проф.В.И.Высоцкого, проф.М.М.Элланского, проф.В.И.Ларкна, проф.А.К.Мальцевой, доцента Л.В.Каламкарова, доцента М.И.Бурцева, ст. науч. сотрудника Е.И.Сороковой, Ж.Перера, О. Мессана и ¿Амелина.

Автор выражает свою признательность коллективам кафедры "Теоретических основ поисков и разведки нефти и газа" и "Геологической службы Бенина", которые в том irai ином аспекте работы помогли ему.

Автор также выражает искреннюю благодарность Ректору Государственной академии нефти и газа имени И.М.Губкина проф.А.И.Владимирову за постоянное внимание и поддержку во время обучения в аспирантуре.

Глава I, Тектоническое строение Дагомейско-Нигерийскон синеклизы

1.1. Основные особенности геотектонического строения мсгасинеклизы Гвинейского залива.

Дагомейско-Нигерийская синеклиза является северо-восточной частью гигантской области погружения Западной Африки - мегасинеклизы Гвинейского заливг.

Отдельные вопросы, связанные с тектоническим строением мегасинеклизы Гвинейского залива и в том числе Дагомейско-Нитерийской синеклизы освещены б работах K.C.Burke, H.Buser, J.D.Carter et al C.R.Cratchley, Christie-Blick & Biddle, S.P.Jones, T.F.J. Dessauvagie, P.Diebold, J.L.Farrinston, J.Hospers, L.King, G.M.Lees, PMerku, R.C.Murat, R.A.Rument, K.C.Short, A.J.Staoble, M. Slansky, R.Stoneley, J.B.Wrisht, RJ.Walcot, Windley, J.E.Edjedave, H.C. Шатского, B.E.Xamia, А.А.Бакирова, Э.А.Бакирова, М.И.Варенцева и др.

Мегасинеклиза Гвинейского залива расположена в краевой области западной периферии Африканской платформы, т.е. соответствует «краевой системе».

Совокупность данных о совремешгеи строении Дагомейско-Нигерийсксй синеклизы позволяет нам рассматривать ей как узловую в краевой системе Запалпой Африки в отличие от представлений ряда исследователей (С.11.0жЫеу, З.РЛопеэ, Ь.Ю'пв, К.С.Вигке, Т.Р.ЮезБаиузгре, 1.В.\Упз!й н др.). которые подчеркивают её грабенообразный и пернкратоккый характер. С учетом некоторых особенностей строения узловых впадин предлагается схема их классификации. По положению в узловых частях платформы узловые впадины подразделяются на внутренние и внешние. По степени развитости этих впадин, которая в свою очередь определяется историей геотектонического развхгпм связанных с ним геосшжлкнальнък областей (согласно теории глобальной тектонкхи океаны рассматриваются как современные геосинклинали) нами выделяются молодые, древние и возрожденные узловые впадины. Дагомейско-Шггерийская синекянза относится к молодой внешней узловой впадине.

Во впадине выделяются два структурных эгажа: докембрийсхий складчатый фундамент н мезозонско-кайнозойский осадочный чехол. Последний подразделяется на три струтаурно-стрзтиграфнческнх комплекса, отражающих определенные ст?д:га геотектонического развития рассматриваемой территории: авлаксгенный (альб-сатон), перикратмшый (кзмпан-паяеоцгн) и пернокеанический или узловой (эоцек-четвертичный). Структурные особенности указанных комплексов в отдельных частях синеклизы несколько отличаются в зависимости от локальных тектонических н литологических факторов. В некоторых частях Дагомгйсхо-Нетерпйсксй синеклизы, внутри кампан-палеоценового структурного комплекса прослеживается пергрыз в осадконакоплензш.

В основу тектонического районирования синеклизы положены схе\гт,: Мурата (Я-С.МигаЬ Д.Эджгдаве), дополненные ггодого-геофизическими материалами С.Я.Сга!сЫгу, Б.РЛопег и др. При проведении тектоюгческого анализа мы руководствовались .принципами классификации тектоюгчесп« элементов, разработанными А.А.Бак1фозым, В.В.Белоусовым, В.Е.Ханным, Ь.БЛУеекя 1.К.С:и'еу, Л.М.Вкйе, Н.П.К1стая-.е и другими исследователями.

По генезису и тектонической значимости в строении рассматриваемой территории все тектонические элементы относятся к трем категориям: геотектонические сегменты и разделяющая их шовная зона, геотектонические мегазоны и осложняющие их крупные тектонические элементы.

Происхождение геотектонических сегментов связано с наличием зон крупных глубинных разломов, разделяющих фундамент на сегменты, которые отличаются возрастом фундамента, режимом геотектонического развития и характером развитых в их пределах более мелких структур. Указанные геотектоническое сегменты составляют тектонический каркас Дагомейско-Нигерийской синеклизы. К ним относятся-Дагомейско-Нигерийский сегмент на северо-западе и Камерунский сегмент на востоке.

Выделение геотектонических мегазон основывается на различии в строении фундамента и интенсивности прогибания внутри «шпш> литосферы вдоль зон сочленения океанической и континентальной коры. Выделяются периокеаническая и перикратонная мегазоны. Перикратонная мегазона, в свою очередь подразделяется условно на собственно-перикратонную и платформенную зоны, выраженные преимущественно в верхних (кампгн-палеоценовый, эоцен-антропогеновый) структурно-стратиграфических комплексах. В строении Дагомейско-Нигерийской синеклизы указанные мегазоны образуют ступени, наложенные на тектонически кар:::: фундамента.

Резкое различие в простирании рассмотренных тектонических структур обусловливает поперечную и продольную зональность Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

1.2. Краткая характеристика основных геотектонических элементов Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

Структуры, осложняющие более крупные элементы, образовались первоначально в результате тектонических движений вдоль разломов фундамента. Однако, строение, форма и размер их в современном тектоническом плане обусловлены взаимодействием океанического и континентального тектонических режимов. Данными

геоструктурными элементами являются: линейно-вытянутые структуры (поднятие Абакалики, прогибы Мамфе, Вида и Иола), краевые прогибы и впадины (впадина Дагомей, Ан амбра, Бенуэ и Дуала), периокеанические впадины (впадина дельты р.Нигер и подводные продолжения впадин Дагомей и Дуала), погребенные выступы фундамента (выступ Замбук, Окнтипупа и Амар-Аве), области моноклинального и местами ступенчатого погружения фундамента (Бенин и Калабара). Характеристики этих элементов подробно описаны в диссертационной работе.

1.3. Роль разломкой тектоники в строении и развитии синеклизы.

На основании гравиметрических, геоморфолоппеских и других данных выделяются две системы разломов: северо-восточной ориентации и северо-западной ориентации. Указанные системы ортогональных разломов усиливают тектоническую зональность Дагомейско-Нигеринской синеклизы.

К системе разломов северо-восточной ориентации относятся тектонические нарушения, образующие шовную зону Абахалики-Бекуэ и их продолжения в пределах акватории Атлантического океана.

Система разломов Абакалики-Бенуэ состоит из четырех параллельно расположенных и протяженных (до 1000 км) зон разломов, которые к северо-востоку уходят в пределы внутриплатформенной синеклизы Чад.

Эта огромная шовная зона была тектонически активна со гремен раскола Гондваны и обусловила накопление мощных толщ (до 5 км) терркгскных морских и местами континентальных отложений альб-сантонского возраста. Разломы внутренней системы являлись более активными и обусловил:: образование а развитие гребена. Однако, в последующие стадии развита* происходила смела направления тектонических движений, которая усиленно проявлялась на юге Дагом;Г;ско-Нстерийской синеклизы. В связи с гозлыманием центральной зс::и вероятно происходило интенсивное прогибание вдоль разломов внешней системы, обуславливающее заложение внешней депрессга впадины 5екуэ.

Несомненно, что указанные разломы унаследованы от тектоники фундамента и вероятно связаны со структурой добайкальского возраста. Характер магматических проявлений позволяет отнести эти разломы к классу внутрикоровых. Магматические проявления представлены преимущественно диоритами, габбрамн, сиенитами и андезитами (C.N.Okezie) в пределах поднятия Абакалики.

К системе разломов северо-западной ориентации относятся тектонические нарушения, образующие периокеаническую систему, а также тектонические нарушения, обуславливающие заложение прогибов. Система периокеанических разломов отделяет перикратокную зону от периокеанической и скорее всего соответствует краевым швам (В.Е.Хаин, 1973). В пределах Дагомейско-Нигерийской синеклизы эта система фиксируется в пределах моноклинальной зоны Калабара. Эти разломы продолжаются вдоль северной границы впадины дельты р.Нигер. В пределах впадины Дагомей указанные разломы проходят почти по береговой линии.

В начальной стадии развития Атлантического океана, в период распада Гондваяы разломы периокеаническгй системы несомненно выполняли рифтообразуюшую роль. Вдоль них происходило интенсивное прогибание.

На последующей стадии развития Атлантического океана наибольшее значение, по-видимому, приобрело региональное прогибание склонов платформы. Движение вдоль разломов носило подчиненное значите, хотя в отдельных случаях можно отметить усиленное развитие или новообразование разломов и флексур (например, во впадине Дуала в сантонское время - Rey, 1965). Интенсивное прогибание происходило вдоль периокеанических разломов в пределах впадины дельты р.Нигер, где образовалось более 6 км палеоген-неогеновых стложекий . Амплитуда прогибания в пределах впадины Дуала достигает 1000 м (D.Reyre, 1965).

Проведенный в этой главе анализ исходных материалов позволяет сделать след\тощие выводы:

1. Дагомейско-Нигерийская синеклиза представляет собой часть внешней узловой впадины Гвинейского залива.

2. Дагомейско-Нигсрийская синеклиза включает в себя две категории самостоятельных, но наложенных продольных и поперечных геотектонических элементов, которые по простиранию пересекают друг друга.

3. Эти категории самостоятельных элементов разделяют Дзгоменско-Нкгерийскую синеклизу ка девять геострухгуряых областей, которые отличаются особенностями соотношения элементов первой и второй категорий.

4. Тектонические элементы Дагомейско-Нга-ерийской синеклизы осложняются геострукт)рньпги элементами, которые объединяются в различные генетические группы. Строение, размер, форма и происхождение этих геоструктурных элементов зависят от тектонических областей, где они расположены.

5. Время заложения идя обособления геоструктурных элементов зависит от их расположения на тех или иных составных элементах пергой категории.

Глава И. Литнлого-стрятиграфическая характеристика осадочного чехла,

палеотектоиическне п палеогеографические условия формирования Дагомейско-Ннгернйской синеклнзы

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика и условия осадконакоплетм

Эти вопросы с наибольшей полнотой нашли свое отражение в трудах Н.Визег, Я-А^еутет, К-СБИоП, А^анЫе, ИЭ.СаЛег « а1, К.СЛУЦ$оп, ^С.Мигг^ Н.АЛоп« и других исследователей.

На основе обобщения имеющихся геологкчесгатх ыатеркздов составлены типовые и сводные лктояого-стратигргфнческие разрезы для крупных тглокнчесвг». .элементов Дагомейско-Нигерийской «шехлизы. В связи со значительной изменчивостью лкгофацкй в пределах исследуемой территории выделены многочисленные евнгы, которые объединены в различные лиголого-фацкалькые комплексы, позволяющие судить о палеогеографических условиях их образования.

Наиболее древние осадочные отложения Дагомейско-Нигерийской сииеклизы представлены песчаниками континентального происхождения предположительно аптского возраста, на которых залегают морские терригенные и карбонатно-терригенные отложения альба. Альбские отложения подразделяются на два комплекса: морской карбонатно-терригенный (свита уомба, известняки гбоко и аруфу и группа р.Азу), и континентальный и прибрежно-морской,_преимущественно песчаный (свита бима и мамфе).

Сеноманские образования представлены следующими комплексами отложений: морским карбонатно-терригенным (свита одукпани), континентальным песчаным (свита бима-3 и песчаники кеана и мурри) и переходным песчано-глинистым (свита иолде и ее эквиваленты в пределах средней Бенуэ). Накопление последнего происходило в условиях солоновато-водного бассейна.

В разрезе туронских отложений выделяются: морской карбонатно-терригенный коматехс (свиты эзе-аку, дукул, пиндига и р.Мунго), песчаный комплекс континентального происхождения (свита макурди) и песчано-глинистый комплекс континентального и прибрежно-морского происхождения (свита джезу). По имеющимся данным коньякские отложения образовались в морских условиях' и представлены терригенными образованиями свит лау и авгу. Сантонские отложения состоят из морского карбонатно-глинистого комплекса (свиты авгу) и терригенного солоновато-водного комплекса (свиты нуманха).

В разрезе кампан-маастрихтских отложений выделяются два комплекса отложений: морской терригенный (свита нкпоро) и континентальный песчано-глинистый и угленосный (свита абеокута, маму, нсуюса, аджали и била). Палеоценовые отложения образуют морской карбоиатно-глинистый комплекс (свита имо, известняк эвекоро). Эоцен-антропогеновые отложения объединяются в два комплекса: дельтовый (свита аката, агбада и бенин) и лагунный, и прнбрежно-морской комплекс (свита амеки, огваши-асаба, ошосун и иларо).

2.2. Палеотектотгические условия развития синеклизы.

Изучение пространственного распространения и соотношения выделенных литолого-фациалькых комплексов и свит, и изменения их мощностей по площади, послужило основой для восстановления палеогеографических и палеотекгоническнх условий их образования.

Первая морская трансгрессия в пределах Дагомейско-Нигерийской синеклизы происходила в середине альбского времени. К этому времени образовался грабенообразный прогиб Абакаликн-Бенуэ, который залквообразно покрылся морем. Распределение фадаи и мощностей отложений на данном этапе в значительной степени контролировалось разломами.

В позднеальбское время трансгрессия сменилась регрессией, максимум которой падает на сеноманский век. Почти на всей территории Дагомейско-Нигерийской синеклизы в это время существовали континентальные условия. Конец сеноманского времени ознаменовался трансгрессией, о чем свидетельствует переходной характер свиты иолде. Трансгрессия эта достигла максимума в раннетуронское время, когда Атлантика и Тетис соединялись через авлакоген Абакалики-Бенуэ (Н.А.Кеуяет и др.). В этот период на всей территории существовали морские условия осадкоиакопления.

История развития Дагомейско-Нигерийской синеклизы в коньякское и сантонское время не поддается уверенной расшифровки нз-за скудности данных об отложениях указанных возрастов. По-видимому, трансгрессия туронского времени длилась до сантонского времени, хотя и происходили местные регрессии и трансгрессии, определяемые локальными тектоническими движениями. В коньякское время морские условия существовали в пределах верхней Бекуэ. В сантонское гремя наблюдается тектоническая активность в пределах совремегаюго поднятия Абакаликн и воздымание центральной зоиы авлакогена Бенуэ.

В кампанског время морские условия существовали в пределах южной части Дагомейско-Нигерийской синеклизы. Центральная зона азлахогена Бенуэ я поднятия Абакаликн в данное время, по-видимому, представляли собой области стаи. Обмеление

бассейна осадконакопления происходит в маастрихтское ьремя, что и привело к существованию континентальных условий осадконакопления с образованием угленосных отложений.

В палеоценовое время континентальные условия осадконакопления сменились морскими. Бассейн осадконакопления в данное время занимает территорию южной части синеклнзы. Последующая регрессия моря, начавшаяся в эоценовое время, привела к продвижению дельтовых отложений в сторону океана.

На палеотектоническис условия развития Дагомейско-Нигерийской синеклизы влияли тектонические режимы двух типов: тектонический режим, свойственный континентальной платформе и тектонический режим, свойственный океанической платформе. Указанные тектонические режимы развивались в тесной взаимосвязи, но продолжительность н интенсивность их проявления изменялись во времени, что обусловило три стадии развития Дагомейско-Нигерийской синеклизы: авлакогенная (альб-сантон), перикратонная (кампан-эоцен) и периокеаническая или узловая (эоцен-антропогеновый).

Сравнительный анализ построенных палеотектошиеских карт показывает, что к началу альбского времени в пределах рассматриваемой территории на фоне общего воздымания образовались шовная зона (авлакоген) Абакалики-Бенуэ и геотектонически сегменты Дагомейско-Нигерийский и Камерунский. Рассмотренные выше тектонические условия, отражающие режим континентальной платформы, выраженный вертикальными движениями вдоль разломов, определяли развитие Дагомейско-Нигерийской синеклизы в авлакогенной стадии.

В сантонское время, в результате общего перикратонного опускания, отражающего тектонический режим океанической платформы, в пределах авлакогена Абакалики происходила инверсия, складкообразование и внедрение интрузивных тел. В пределах авлакогена Бенуэ, складкообразование завершилось в конце маастрихтского времени. Указанные тектонические движения отвечают, перикратоиной стадии развития Дагомейско-Нигерийцской синеклнзы, которая длилась от сантонского до начала

эоценового времени. В указанную стадию происходило заложение современного тектонического плана Вида, и перемещение основных центров осадконакопления в перихратонную зону. Таким образом, перикратонная стадия является созидател:.ной, приведшей к формированию из авлакогена качественно новой структуры - Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

Периокеаяическая стадия раззития синеклизы характеризовалась: дифференциацией тектонических движений с обособлением перихратонной и периокеаннческон мегазон и проявлением «узлового фактора», выражающегося в интенсивном прогибания, особенно в пределах впздины дельты р.Нигер. Прогибание это, по-видимому, было связано не только с взаимодействием склонов платформы, сколько с влиянием внутренней структуры фундамента. Об этом свидетельствует дифференцированный характер прогибания в пределах впаднны дельты р.Нигер, который устанавливается по распределен™ коралловых банок (J.R.AHen, AAVells). На пернокеанкческой стадии развитая Дагомейско-Нкгеркйской синеклизы основные центры осадконакопления переместились в периокеаяическуы зону.

Глава III. Основные сведения о нефтггазснссностн Дапшенско-Нигерийской синеюнзы

" 3.1. История развития поискозо-разведочных работ на нефть и газ.

В Нигерии можно выделить четыре этапа в истории поисково-разведочных работ на нефть и газ. На персом этапе (1907-1914 гг.) Нигерийской битумной корпорацией (немецкая компания) было пробурено 14 безрезультатных скважин ео.тизи области распространения естественных нефтегазопрояалешй в пределах выступа Окитипупа. На втором этапе изучения (1937-1953 гг.) компания Шелл Ди Арен (ныне Шелл Б.П.) проводила систематические геояого-геофизкчесюк исследования пс всей южной часта территории Нигерии. При этом основным объектом поисковых работ являлись меловые отложения. Получение притока нефти и ша из падеоген-несгенсвых отложений в скважине А ката-! в 1953 г. обусловило начало третьего этапа исследований

(1953-1971 гг.). Данный этап ознаменовался бурными темпами развития поисковых работ в пределах впадины делыы р.Нигер и продвижением в 1963г. бурения в акваторию континентального шельфа. В течение указанного этапа было открыто около 300 месторождений нефти и газа как на суше, так и в пределах шельфа. Создание национальной нефтяной компании в 1971г. положило начало четвертому этапу исследований региона. С этого времени начинается переход основных поисково-разведочных работ от иностранных компаний х национальной.

В Бенине поисково-разведочные работы на углеводороды ведутся с 1964 года, то есть намного позже, чем в Нигерии. Здесь выделяют три этапа поисково-разведочных работ. На первом этапе (1964-1976гг.) поиск вели две иностранные компании Union Oil и Shell. За этот период была выполнена аэрофотосъемка, геологическая, региональная и детальная сейсмическая съёмка, а также пробурено шесть поисковых и три разведочные скважины. Первая промышленная нефть получена в 1967г. в первой скважине Семе. Первое морское нефтяное месторождение Семе было открыто в 1968г. в 15 км к юго-востоку от г.Котону. К 1977г. компании отказались от продолжения работ в стране, так и не начав разработку единственного месторождения Семе.

Второй этап поисков и разведки (1977-1982гг.) связан с деятельностью норвежской нефтяной фирмы Saga, направленной на изучение геологического строения и технических возможностей разработки площадей Семе. Исследования базировались на материалах сейсмической сь{мки 1977г. Разработка была начата в конце 1982 года.

Третий (современный) этап начавшийся в октябре 1982г., характеризуется значительной активизацией поисковых и разведочных работ в Бенине. К концу 1984г. фирма Saga пробурила 8 добывающих скважин на площади Семе, суммарная добыча из которых составила 529 тыс.т нефти.

. 3 .2. Месторождения нефти и газа.

В пределах Дагомейско-Нигерийской синеклизы, относимой к нефтегазоносной провинции Гвинейского залива, скопления нефти и газа выявлены в нефтегазоносных отложениях впадин дельты р.Нигера, Дагомей, Анамбра и Дуала. В работе приведены

данные о некоторых наиболее характерных месторождениях впадины дельты р.Нкгер и Дагомей.

Все месторождения в пределах впадины дельты р.Нигер являются много пластовым и. Месторождения приурочены х бранхиаяппслинальньш складкам на сброшенных блоках разрывных нарушений, которые вытянуты параллельно древним береговым линиям. Локальные структуры, к которым приурочены нефтяные месторождения имеют сравнительно небольшие размеры (10 х 8 км). В зависимости от строения выделяются складки: простого пензрушенкого или слабонарушскного строения, осложненные «вдавленными мульдами» (back to back structures of P.Merki). В общем, наблюдается усложнение строения структур впадины дельты р.Нигера с севера на юг, т.е. в сторону океана (KJ.Weber). Кроме того, характерно смещение сводов структур в южном направлении по различным стратиграфическим единицам, а также увеличение мощности разреза в сброшенных блоках.

Продуктивные горизонты указанных месторождений приурочены к свите агбада, представленной переслаиванием песчаников и глин. Коллекторами служат песчаники, средняя пористость которых составляет 30-55% и проницаемость более 100 мд. Продуктивные горизонты залегают на глубинах от 1000 дэ 4000 и. Дебет отдельных скважин изменяется в пределах 200-500 т/сутки, а мести превышает 10С9 т/суткн. Физико-химические свойства нефтей Еесша изменчивы и в первом приближении не подчиняются определенной закономерности. При средней плотности 0,840 г/см' известна нефть с плотностью 0,960 г/см1. Нефть преимущественно малосернзютая и вксоко-парафиннстая.

На месторождении Семе (Беяхн) по предварэтелхпьгм сце;гкм площадь составляет 7-8 км:, доказанные запасы 40 мли.т нефти. Дзбыча нефти л едет-л из js>-t песчаных горизонтов залегающих в 500 метровой толиг сеномаи-турэнского всзраст?..

Месторождение имеет сложный комбинироггкгый характер - анпьлгааль. переходящая в северо-восточном направлении в стратиграфичгсгэе несогласие. Срезкя

пористость около 20%, давление в пластах и газовый фактор низкие, плотность нефти 0,920 г/см3, отдельные дебиты скважин при насосном способе добычи 300-540 т/сут.

3.3. Нефтегазоносные.и возможно нефтегазоносные комплексы.

Обосновывается выделение и дается характеристика нефтегазоносных и возможно нефтегазоносных комплексов Дагомейско-Нигерийской синеклизы: альб-тгжнетуронского, верхний турон-сантонского, кампан-маастрихтского, палеоценового и эоцен-неогенового.

Указанные нефтегазоносные комплексы объединяются в три нефтегазоносных этажа, которые охватывают отложения, формировавшиеся соответственно в авлакогенную (альб-сантон), перикратонную (кампан-палеоцен) и периокеаническую (эоцен-четвертичный) стадии развитая Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

Отложения альб-сантонского этажа развиты в пределах впадин Анамбра, Дагомей, Дуала и дельты р.Нигер и залегают здесь на глубинах свыше 2 км. Во впадине дельты р.Нигер глубина их залегания превышает б км. В авлакогене Бенуэ эти отложения частично выходят на дневную поверхность.

Отложения кампан-палеоценового нефтегазоносного этажа представлены в основном песчаниками и алевролитами, чередующимися с глинами, содержащими местами пласты угля. Образование этих отложений происходило в морских, прибргжно-морских и континентальных условиях. Они несогласно залегают на докембрийском фундаменте (впадина Дагомей, выступ Окитипупа, и прогиб Бида) или на породах альб-сантонского этажа (на склонах поднятия Абакалики), но согласно перекрывают нижележащие отложения в пределах впадины Анамбра. Промышленная нефтеггзоносность маастрихтских и палеоценовых отложений была установлена в последующие годы во впадинах Анамбра и Дуала. Широкое распространение имеют нефтегазопроявления в маастрихтских песчаниках на выступе Окитипупа. Основные перспективы указанных отложений связываются с впадиной Анамбра.

С отложениями эоцен-неогенового этажа связана основная нефтегазоносность Дагомейско-Нигерийской синеклизы. Отложения данного этажа представлены

терригенными, лагунными и дельтовыми образованиями, максимальная мощность которых в пределах впадины дельты р.Нигер превышает б км. Продуктивные горизонты здесь связаны с свитой агбада, в разрезе которой выявлено свыше 1800 залежей нефти и газа.

3.4. Геолого-геохимическая характеристика продуктивных отложений.

В разделе рассматривается геолого-геохимическая характеристика верхнемеловых отложений Дагомейско-Нигерийской синеклизы по материалам скважин Бенин-1, Акуква-2, Огбабу-1 и Умуна-1. Скважины расположены в пределах: выступа Оиггипупа (Бешш-1), впадины Анамбра (Акуква-2), поднятия Абакалигл (Огбабу-1, Умуна-1).

Согласно проведенным исследованиям верхнемеловые отложения Дагомейско-Нигерийской синеклизы формировались преимущественно в морском бассейне, который испытал относительно устойчивое прогибание.

Верхнемеловые отложения обогащены органическим веществом. Содержание Ссрг. в % на породу колеблется: в глинах и алевролитах от 0,80 до 1,72; в песчаниках - от 0,30 до 0,9?.

Преобразование органического вещества происходило в восстановительной геохимической обстановке. Бтумы описываемых отложений в основном сингенетачные. Битумоидные коэффициенты составляют 0,5-2,14.

Приведенные геохимические показатели свидетельствуют о том, что в верхнемеловых отложениях Дагомейско-Нигерийской синеклизы имелись благоприятные условия для образования нефтематеринских толщ с большими потенциальными возможностями.

Однако, в пределах положительных структур (выступы, поднятия) нефтепроизводяпше толщи не сумели полностью реализовать свои потенциальные возможности из-за неблагоприятного геотермического режима. В этих регионах весьма замедленные прогибания не способствовали росту температур.

Глава IV. Особенности размещения скоплений нефти и газа в пределах Дагомейско-Нигерийской синеклизы

4.1. Современное геотектоническое строение синеклизы и его влияние на

размещение скоплений нефти и газа.

На основании приведенного анализа распределении ресурсов нефти и газа по отдельным крупным зонам в современном структурном шине Дагомейско-Нигерийской синеклизы выявляется определенная закономерность, заключающаяся в том, что в пределах краевой система "океанической стадии развития" основные скопления нефти н газа связаны с пернокеанической и перикратоиной зонами. При этом уменьшение известных ресурсов нефти и газа наблюдается в перккратсиной зоне (т.е. в сторону материка). ' .

В состав пернокеанической зоны входят впадина дельты р.Нигер и части впадин Дуала и Дагомей, а также выступа Окитипупа. Как уже указывалось ранее, в пределах этих структур во впадине дельты р.Нигер и впадинах Дагомей и Дуала открыто охоло 300 скоплений нефти и газа. Причем в пределах периокеаничесхой зоны основные скопления нефти н газа сосредоточены в той ее части, которая пересекает шовную зону Абакалики - Бенуэ, т.е. во впадине дельты р.Нигер. В пределах сегментальной части эти ресурсы значительно уменьшаются. Такая же закономерность наблюдается и в пределах перикратонной зоны. Основные ресурсы сконцентрированы во впадине Анамбра, меньшие - во впадине Дагомей.

Как видно из приведенных данных, основные скопления нефти и газа приурочены к шовной зоне, которая испытывала наибольшее прогибание на протяжении всей истории развития Дагомейско-Нигерийской синеклизы. В пределах структур, развитых на сегментах, которые характеризовались преимущественно восходящими формами тектонических движений или чередованием восходящих н нисходящих форм движений небольших амплитуд, скопления нефти и газа обнаружены в сравнительно небольших количествах. ""'"«■

С другой стороны, следует подчеркнуть, что основные скопления нефти и газа сосредоточены в периокеаннческой зоне. Уменьшение их наблюдается в направление материка, в сторону которого интенсивность прогибания уменьшается. Таким образом, здесь также ресурсы нефти и газа приурочены к областям наибольшего прогибания.

Настоящие исследования позволяют проследить закономерность и установить влияние тектонических режимов коятинентально-платформенного и океаническо-платформенного типов на распределение ресурсов нефти и газа в пределах краевой системы Западной Африки.

По нашим представлениям увеличение ресурсов нефти и газа в сторону океана определяется в основном интенсивностью и продолжительностью проявления океанического режима, выражающегося в увеличении интенсивности прогибания в сторону океана и . формировании тектонических зон. Эта закономерность прослеживается по всей территории Западной Африки.

Кроме того, максимальные концентрации ресурсов нефти н газа наблюдаются в тех синеклизах, которые испытывали наибольшее прогибание - Дагомейско-Ннгерийская, Габонская и Ангольская. При этом степень обогащенности ресурсами нефти и газа рассматриваемых синеюиз при прочих равных условиях, по-видимому, также определяется интенсивностью их относительного прогибания. Однако, необходимо отметить, что для последнего большое значение имеют также такие факторы, как развитие соляной тектоники (синеклизы Габона и Анголы), развитие преимущественно дельтовых отложений и связанной с ними глиняной тектоники во Бпадине дельты р.Нигер.

Таким образом, можно констатировать, что различие в интенсивности и продолжительности развития платформенного и океанического режимов в отдельных синеклизах определяет различие их относительного прогибания и различие в ресурсах углеводородов в этих крупных геоструктурах.

На основании приведенных данных в зависимости от современного геотектонического строения Дагомейско-Ннгерийской синеклизы можно сделать следующие выводы:

- Основные ресурсы нефти и газа Дагомейско-Ннгерийской синеклизы и краевой системы Западной Африки сосредоточены во впадинах, определяющих образование нефтегазоносных областей.

- Увеличение интенсивности прогибания, обусловленное тектоническим режимом океана, определяет увеличение ресурсов нефти и газа в направлении от материка к океану.

- Различие в интенсивности и продолжительности развили платформенного и океанического режимов в отдельных впадинах определяет различие их относительного прогибания и различие в ресурсах углеводородов в этих структурах.

4.2. Распределение скоплений нефти и газа в разрезе осадочного чехла синеклизы

Стратиграфический диапазон нефте газоносности платформенного чехла Дагомейско-Нигерийской синеклизы очень широк. Признаки нефти и газа установлены во всех стратиграфических комплексах от альбского до плиоцена. Однако, промышленные скопления нефти и газа выявлены лишь в отложениях Маастрихта, палеогена и неогена, причем основные выявленные запасы нефти и газа сосредоточены в палеогеновых и особенно в неогеновых отложениях.

В пределах синеклизы наблюдается изменение стратиграфического диапазона нефтегазоносности в различных структурах. В пределах отложений одного и того же нефтегазоносного этажа распределение нефти и газа также не одинаково. Кроме того, продуктивность различных нефтегазоносных этажей существенно различается. Эти особенности распределения нефти и газа по разрезу определяются рядом факторов и закономерно изменяются в зависимости от распределения нефтегазоносных комплексов и от условий развития Дагомейско-Нигерийской синеклизы во время образования отдельных нефтегазоносных этажей.

В пределах впадин, расположенных в пер икр ато иной зоне (впадины Анамбра я Дуала), скопления нефти и газа обнаружены в маастрихтских и палеоценовых отложениях. В пределах структур, расположенных в периокеанической зоне, стратиграфический диапазон нефтегазоносности расширяется. Здесь скопления нефти и газа выявлены в эоценовых и неогеновых отложениях (впадина дельты р.Нигер). Такая особенность, стратиграфического распределения скоплений нефти и газа_объяоня_ется появлением более молодых нефтегазоносных комплексов в пределах периокеанической зоны. В пределах перикратонной зоны указанные нефтегазоносные комплексы, если даже имеют сингенетнчно битуминозные материалы, расположены в неблагоприятных термобарических условиях. Исключение составляет переходная область между периокеанической и перикратонной зонами, где возможно наличие скоплений УВ.

На основе проведенного анализа можно сделать следующие выводы об особенностях размещения скоплений нефти и газа в разрезе осадочного покрова Дагомейско-Нигерийской синеклизьп

- Перемещение основных центров осадконакопления, которое определяется сменой тектонических режимов, обусловливает наращивание стратиграфического диапазона нефтегазоносности в сторону океана за счет появления молодых нефтегазоносных комплексов. Кроме того, время погружения впадин обусловливает расширение стратиграфического диапазона нефтегазоносности вниз по разрезу.

- В пределах областей распространения отложений каждого нефтегазоносного этажа скопления нефти и газа примыкают к областям максимальных мощностей отложений.

- Различия в интенсивности и продолжительности развития океанического и континентального режимов и их совокупности на отдельных стадиях развития Дагомейско-Нигернйской сннехлизы обусловливают различия в концентрации ресурсов нефти н газа по структурным комплексам. Немаловажное значение имеет сочетание факторов благоприятных для формирования, накопления и сохранения углеводородов из соответствующих впадин без существенных потерь.

4.3, Геологические условия Формирования и размещения крупных скоплений нефти и газа.

В пределах Дагомейско-Нигерийской синеклизы известны такие крупные по запасам скопления нефти и газа, как Джонс-Крик (110 млн.тонн), Неме-Крик (100 млн.тонн), Имо Рнвер (100 млн.тонн), Мерен (90 млн.тонн), Бому (70 млн.тонн), Окан (70 ылн.тонн), Форо-Форо-Йока (70 млн.тонн), Иобаги (70 млн.тонн). Указанные месторождения не являются единственными крупными скоплениями нефти и газа, открытыми в Дагомейско-Нигерийской синеклизе и в частности во впадине дельты р.Нигер. Так, за последнее время здесь открыты месторождения, средний дебит которых равен или больше среднего дебита перечисленных месторождений: Уторогу, Умуечем, Асабо, Кортон, Чаннел, Дельта Саут, Форкадес эстуари, Кокори, Мбеде, Одиди, Иним, Екле, Семе и многие другие.

Проведенный анализ условий формирования и размещения крупных скрплений нефти и газа показывает, что:

1) Основными факторами, контролирующими формирование впадины дельты р.Нигер как своеобразного центра нефтегазонакопления являются:

- Интенсивные и устойчивые прогибания (мощность только третичных отложений превышает б км), компенсирующиеся накоплением осадков.

- Геотектоническое строение Дагомейско-Нигерийской синеклизы, что обусловило впадение реки Нигера ь море именно в пределах впадины дельты реки Нигер. Приносимые рекой Нигером органические вещества, таким образом, улавливаются в рассматриваемой впадине.

- Накопление осадков происходило в течение крупного и продолжительного регрессивного цикла в условиях фации авандельты, весьма благоприятной для накопления органических веществ континентального и морского типов.

' - Интенсивное и устойчивое прогибание, обусловливающее относительно быстрое захоронение органических веществ в существующих восстановительных

условиях, а также попадания их на глубины, где имеются благоприятные термобарические условия для образования нефти.

- Специфические особенности осадконакопления в дельтовых условиях способствуют переслаиванию пород-коллекторов и пород-покрышек (свиты агбада), необходимых для формирования и сохранения залежей нефти и газа.

Развитие конседиментационных сбросов и связанных с ними брахиантиклинальных складок в результате движения пластических глин свиты аката создают условия для улавливания образовавшихся углеводородов. Углеводороды являются сингенетичными и почти отсутствует дальняя миграция УВ.

- Впадина дельты р.Нигер ограничена с запада выступом Окитипупа, с востока -вулканической зоной Камеруна, с севера - флексурой Нигер-Калабара. Она, вероятно, открывается в Атлантический океан, но и здесь, в пределах внешней зоны шельфа, развитие глиняных диапиров служит барьером. Таким образом, впадина дельты р.Нигер образует, по существу, замкнутую систему нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

2) Изучение пространственного распределения крупных месторождений показывает, что они приурочены к областям развития относительно спокойных структур. Таим образом, одним из факторов, определяющих формирование крупных скоплений нефти и газа в пределах впадины дельты р.Нигер, следует считать развитие слабо нарушенных разрывами унаследованного развития структур. В случае раздробленности месторождений образуются заленш, экранированные сбросами. Обычно, эффективность освоения таких залежей ниже, а запасы отдельных залежей незначительны.

Характерной особенностью месторождений впадины дельты р.Нигер является наличие многопластовых залежей. Это - один из главных факторов формирования здесь крупных скоплений нефти и газа при преобладающем развитии структур небольшого размера.

Таким образом, в пределах впадины дельта р.Нигер имеет место весьма благоприятное сочетание различных факторов (палеогеографических, структурных и палеотекгоннческих, лнтолого-фациальных и геохимических), как во времени, так и в пространстве, дм образования довольно крупных скоплений нефти и газа.

4.4. Прогноз возможной фазовой зональности углеводород&в.

Прогноз фазовой зональности углеводородов представляет значительный интерес. Уже на данном этапе изучения региона возможно произвести предварительное районирование фазово-различных зон. В Дагомейско-Нигерийской синеклизе выделяются: I - нефтяная зона впадины дельты р.Нигер, П - нефте-газовая зона впадины Дагомей (шельф), Ш - газовая зона выступа Окипшупа, IV - нефте-газовая зона впадины Анамбра (суша).

Нефтяная зона (I) относится к нижней термобарической мегазоне. Зоны И, III, IV к верхней термобарической мегазоне.

Для зоны впадины р.Нигер (I) характерны высокие температуры (до 180°С) и сверхгидростатические пластовые давления. Она характеризуется повышенной неотектонической активностью, значительной мощностью неоген-четвертичных отложений, а также развитием диапировых структур. Здесь,следует ожидать скопления жидких УВ на больших глубинах при температурах превышающих 180°С.

Нефте-газовая зона впадины Дагомей (II) приурочена к верхней термобарической мегазоне, т.к. для всего пробуренного разрезз, от неогена до альба, характерны нормальные гидростатические давления. Температуры на глубине 2500 м составляют 130°С. Критериями прогноза в этой зоне являются палеотемпературы и геологическое время их нарастания. Рост температур в описываемой впадине был весьма замедленным. Нефтематеринские свиты в область интенсивного погружения вошли только в конце палеогена и достигли температур, необходимых для генерации нефти, только в конце миоценовой эпоха Температуры нефтяной генетической зоны составили примерно 80-120°С (туронские-альбские отложения). Залежь газа в альбских отложениях формировалась в условиях высоких температур (>130°С). При нормальных

гидростатических давлениях эти температуры для образования и сохранения жидких УВ уже несколько завышены. Аналогичный термобарический режим и соответственно фазовая зональность характерны для нефте-газовой зоны впадины Анамбра (IV). Газовая зона выступа Окитипупа (III) характеризуется низкими температура:.!и и давлениями. Это зона низкотемпературного газа ранней генерации.

Глава V. Перспективы нефтегазоносностп Дагомейско-Нпгерийской сипеклнзы

5.1. Нефтегазогеологическое районирование синеклизы.

С учетом геотектонических особенностей строения Дагомейско-Нигерийской синеклизь; и установленных закономерностей размещения скоплений нефти и газа, дано нефтегазогеологическое районирование краевой системы Западной Африки. При этом краезая система выделяется как нефтегазоносный пояс, (главный пояс нефтегазонакопления по В.Е.Хаину), в состав которого входят Дагомейско-Нигерийская, Анголо-Габонская и Гано-Сенегальская нефтегазоносные провинции.

Дагомейско-Нигеркйская нефтегазоносная провинция" приурочена к одноименной синеклизе. В ее пределах нами выделяется ряд нефтегазоносных областей: впадин Анамбрг., Дагомей, Дуала и дельты р.Нигер. Нефтегазоносные области приурочены к крупным геоструктурным элементам (на рассматриваемой территории - к впадинам) и характеризуются общностью геологического строения и геологической истории развития, включая палеогеографические и литолого-фациальные условия нефтегазообразозання к нефтегазонакопления в течение крупных отрезков геологической истории. За исключением впадины Анамбра остальные нефтегазоносные области, а также выступ Окитипупа имеют подводное продолжение.

Согласно классификации М.К.Калинко, можно выделить три типа шельфа: стабильный, мобильный и смешанный. Развитие указанных морфологических типов шельфа в той или иной степени также определяется тектоникой. В пределах Дагомейско-Нигерийской синеклизы наблюдается определенная закономерность, заключающаяся в том, что стабильный шельф приурочен к подводным продолжениям

тектонических сегментов, а мобильный шельф - к подводному продолжению шовной зоны. Такие морфологические типы следует выделять в качестве нефтегазоносных районов.

В пределах впадины дельты р.Нигер месторождения нефти и газа приурочены к брахиантиклинальным структурам, которые, подобно отдельным звеньям вытянутой цепи, протягиваются вдоль зон разрывных нарушений. Указанные локальные структуры обычно приурочены к опущенным блокам'систем разрывных нарушений, обращенным в сторону Атлантического океана. Подобные зоны выделяются как зоны нефтегазонакопления.

5.2. Перспективы нефтегазоносности синсклнзы и практические рекомендации по дальнейшему направлению нефтегазопоисковых работ.

На основе выполненных исследований была проведена оценка перспектив нефтегазоносности крупных структурных элементов Дагомейско-Нигерийской синеклизы и даны рекомендации по дальнейшему развитию понскобых работ.

Критериями оценки перспектив язлялись: тектоническое строение региона и особенности размещения нефти и газа, палеотектоника, палеогеографические и геохимические условия осадконакопления, литолого-фациальные данные, термобарический режим, закрытость территорий от процессов разрушения залежей, морфологические формы и типы локальных структур, условия размещения выявленных скоплений УВ, а также нефте- и битумопроявления.

К высокоперспективным территориям относится впадина дельты р.Нигер, где в палеоцен-неогеновых отложениях выявлены многочисленные месторождения нефти и газа. Эти отложения представлены дельтовыми отложениями, регрессивно продвигающимися в сторону океана. По нашим представлениям перспективность области сули ничем не отличается от перспективности акватории шельфа. Поэтому дальнейшее развитие поисково-разведочных работ требует не только продвижения фронта их в сторону океанг, но и интенсификации их в пределах суши. Возможность выявления новых локальных структур на рассматриваемой территории еше далеко не

исчерпана, несмотря на то, что к настоящему времени здесь уже открыто около 300 месторождений нефти и газа.

К перспективным территориям относятся впадины Дагомей, Дуала и Анамбра. В пределах впадины Анамбра основные перспективы связаны с меловыми отложениями, развитыми в ее центральной части. Указанные отложения образовались в благоприятных, с точки зрения нефтегазообразования и нефтегазонакопления, геолого-геохимических условиях. В маастрихтских отложениях открыты месторождения газа и нефти. В коньякских и кампанских отложениях отмечены нефтепроявления. В связи с преобладанием в разрезе глинистых пород, для успешного проведения поисковых работ основное внимание должно быть уделено выявление условий распространения пород-коллекторов и покрышек. По-видимому, определенный интерес представляют отложения, образоваЕ^:::гсл в регрессивных циклах впадины Анамбра. В таких отложениях при преобладании глинистых разностей в разрезе будут развиты и породы-коллекторы.

Основные выводы.

1. Дагомейско-Нигерийская синеклиза является северо-восточной частью гигантской области погружения Западной Африки - мегасинеклизы Гвинейского залива.

- По степени развитости и ассоциации с геосинклииальной складчатой областью (океаном), Дагомейско-Нигерийская синеклиза относится к молодой внешней узловой впадине.

- По генезису и значимости в строении Дагомейско-Нигерийской синеклизы все её тектонические элементы относятся к трем категориям: I - геотектонические сегменты и разделяющая их шовная зона Абакалики-Бенуэ; II - геотектонические мегазоны - периокеаническая, перикратонная и платформенная; III - структуры, осложняющие эти элементы.

- По системе ортогональных разломов структуры второй категории перпендкку.т-рно пересекают структуры первой категории, образуя ступени, наложенные на тектонический каркас фундамента.

2. В развитии Дагомейско-Нигерийской синеклизы выделяются три цихла: авлакогенный (альб-саитон), перикратонный (кампаи-палгоцен) и периокеаниченский или узловой (эоцен-четвертичные). На авлакотенной стадии развития проявился тектонический режим континентальной платформы, выражающийся в образовании грабенообразных структур. В перикратонную стадию преобладал тектонический режим океанической платформы. Влияние указанного режима привело к частичной перестройке тектонического плана синеклизы и образованию качественно новой структуры. Во время пернокеаническон стадии происходила дифференциация тектонического режима океана и континента - воздымание континента и прогибание океана. Смена режимов во времени привела к усилению прогибания во внешней перкокеанической части Дагомейско-Нигерийской синеклизы и, следовательно, к перемещению основных центров осадконакопления в сторону океана.

3. Изучение закономерностей размещения скоплений нефти и газа в пределах исследуемой территории поззоляет установить следующие положения:

- основные скопления нефти н газа приурочены к впадинам, в то врем как разделяющие га крупные выступы и сводовые поднятия являются непродуктивными. Этот вывод характерен для краевой системы Западной Африки и объясняется непродолжительной историей геологического развития этой области при преобладании прогибания во впадинах и воздьшания на выступах. В таких условиях на выступах развиты маломощные отложения, которые местами выходят на дневную поверхность;

- увеличение интенсивности прогибания, обусловленное тектошгческим режимом океанической платформы, определяет увеличение ресурсов нефти и газа в направлении от материка к океану (от перикратонной к периокеанической зоне);

- различие в интенсивности и продолжительности развития континентального и океанического режимов и их совокупности в течение отдельных стадий развития рассматриваемой территории обусловливает неравномерность

В диссертационной работе защищаются следующие основные положения:

1. Модель геологического строения, истории геологического развития и условий осадконакопления Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

2. Выявленные на основе комплексных геологических, палеотектонических, геохимических, геохронотермобарических и др. исследований генетические связи формирования и размещения скоплений нефти и газа в осадочном чехле синеклизы.

3. Оценка перспектив нефтегазоносности и рекомендации по дальнейшему направлению поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Заказ И}

Юй'хь.

Отдел оперативной полиграфии ГАНГ им. II. М. Губкина

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Кочофа, Анисет Габриэль

Введение.

Раздел первый. Геологическое строение и история развития Дагомейско

Нигерийской синеклизы.

Глава 1. Тектоническое строение Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

1.1. Основные особенности геотектонического строения мегасинекпизы Гвинейского залива.

1.2. Краткая характеристика основных геотектонических элементов Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

1.3. Роль разломной тектоники в строении и развитии синеклизы.

Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла, палеотектонические н палеогеографические условия формирования Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика и условия осадконакопления.

2.2. Палеотектонические условия развития синеклизы.

Раздел второй. Нефтегазоносноеть Дагомейско-Нигерийской синещ{изы и основные закономерности формирования и размещения нефти и газа.

Глава 3, Основные сведения о нефтегазоносности Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

3.1. История развития поисково-разведочных работ на нефть и газ.

3.2. Месторождение нефти и газа.

3.3. Нефтегазоносносные и возможно нефтегазоносносные комплексы.

3.4. Геолого-геохимическая характеристика продуктивных отложений.

Глава 4. Особенности размещения скоплений нефти и газа в пределах

Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

4.1. Современное геотектоническое строение синеклизы и его влияние на размещение скоплений нефти и газа.

4.2. Распределение скоплений нефти и газа в разрезе осадочного чехла синеклизы.

4.3. Геологические условия формирования и размещения крупных скоплений нефти и газа.

4.4. Прогноз возможной фазовой зональности углеводородов.

Глава 5. Перспективы нефтегазоносности Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

5.1. Нефтегазогеологическое районирование синеклизы.

5.2. Перспективы нефтегазоносности синеклизы и практические рекомендации по дальнейшему направлению нефтегазопоисковых работ.

Введение Диссертация по геологии, на тему "Геологическое строение, особенности размещения и перспективы открытия скоплений нефти и газа в Дагомейско-Нигерийской синеклизе"

Актуальность работы. Дагомейско-Нигерийская синеклиза занимает южные прибрежные части республик Того, Бенина (бывшая Дагомея), Нигерии и Камеруна (рис.1).

В настоящей работе рассматривается в основном часть синеклизы, расположенная на территории Бенина и Нигерии.

В пределах рассматриваемой территории открыто более 300 месторождений нефти и газа, что позволило Нигерии стать ведущей нефтегазодобывающей страной Африки. В Бенине открыто крупное месторождение Семе.

Добыча углеводородного сырья в этом регионе растет быстрыми темпами, а ежегодный прирост запасов нефти в среднем в последние годы не превышал 7-8%. В связи с этим, для поддержания уровня добычи и увеличения разведанных запасов необходимо усиление поисково-разведочных работ с целью выявления новых нефтегазовых месторождений, как на суше, так и на акватории Нигерии и Бенина.

В пределах исследуемой территории основные открытые месторождения приурочены к палеоген-неогеновым отложениям впадины дельты р.Нигер, где на суше и в пределах континентального шельфа продолжают выявлять все новые месторождения нефти и газа. Перспективность впадины дельты р.Нигер и впадины Дагомей (Бенин) в нефтегазоносном отношении значительны. Однако назрела необходимость в расширении стратиграфического диапазона поисков нефти и газа. Необходимо более детально изучить меловые отложения, в которых наблюдаются многочисленные нефтегазопроявления, одновременно наращивая темпы поисково-разведочных работ в палеоген-неогеновых отложениях. Кроме того, перспективность на нефть и газ ряда геоструктурных элементов до настоящего времени еще не освещена, хотя в их пределах эпизодически проводились геолого-разведочные работы.

ОБЗОРНАЯ КАРТА РАЙОНА РАБОТ

Рис. 1

Таким образом, наряду с концентрацией поисково-разведочных работ во впадинах дельты р.Нигер и Дагомей (Бенин) основное значение представляет оценка перспектив нефтегазоносности всего мезозойско-кайнозойского комплекса в пределах различных геоструктурных элементов Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

Для реализации этой цели немаловажное значение имеет выяснение условий формирования и закономерностей размещения скоплений нефти и газа в Дагомейско-Нигерийской синеклизе, что может служить научной основой для оценки перспектив нефтегазоносности и дальнейшего развития поисково-разведочных работ.

Цели исследований: Выявление основных особенностей формирования и размещения скоплений нефти и газа в пределах Дагомейско-Нигерийской синеклизы на основании комплексного изучения особенностей ее геологического строения, включая анализ палеотектонических, палеогеографических, геохимических и термобарических условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления, с целью дифференцированной оценки перспектив нефте- и газоносности недр региона. Задачи исследований.

1. Изучение основных особенностей геологического строения, истории развития, палеотектонических и палеогеографических условий осадконакопления и нефтегазоносности Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

2. Выделение в разрезе осадочного чехла основных нефте газоматеринских толщ и регионально-нефтегазоносных комплексов на основе анализа размещения выявленных скоплений УВ и геолого-геохимических исследований.

3. Выявление генетических связей формирования и размещения скоплений нефти и газа в разрезе осадочного чехла, условий генерации нефти и газа и прогноз возможной фазовой зональности УВ.

4. Оценка перспектив нефтегазоносности на основе комплексного геологического, палеотектонического, геохимического термобарического анализа и определение основных направлений поисково-разведочных работ.

Научная новизна:

Впервые для Дагомейско-Нигерийской синеклизы проведено обобщение геологических и геохимических материалов.

На основе глобальной тектоники изложено принципиально новое толкование геотектонического развития Дагомейско-Нигерийской синеклизы. Впервые проведено тектоническое районирование с выделением узловой структуры формировавшейся на авлакогенном этапе развития, которая нами названа как Дагомейско-Нигерийская синеклиза.

Изучена пространственная фазовая зональность углеводородов в мезозойско-кайнозойских отложениях Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

Представлена схема размещения фазово-раз личных зон в пределах перспективных и высокоперспективных областей синеклизы.

Впервые для Дагомейско-Нигерийской синеклизы проведены комплексные исследования, на основе которых дано научно-обоснованное определение первоочередных объектов для приращения запасов нефти и газа.

Фактический материал. Фактическими данными для выполнения настоящей работы послужили, главным образом, опубликованные литературные материалы геологических служб Бенина, Нигерии и различных исследователей, а также буровые материалы компании Шелл Б.П. Нигерии, Сага Петрольем (Норвегия) и Union OU (Калифорния).

Автор выражает свою искреннюю признательность Жан Ж.Перера генеральному директору нефтяного проекта Семе, главным геологам О.Мессан и С.Амелина за советы, помощь и пожелания при сборе материалов. Автор также благодарен компании Projet Pétrolier de Seme (Бенин), предоставившей ему разрешение на получение буровых данных.

Практическая ценность работы.

Реализация научно-обоснованных выводов по оценке перспектив нефтегазоносности, целенаправленные раздельные поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений позволят в значительной степени снизить финансовые затраты.

Открытие новых месторождений углеводородов в Бенине будет способствовать созданию собственной топливно-энергетической базы страны.

Структура и объем работ.

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объём работы 175 страниц машинописного текста, 5 таблиц, 23 рисунка. Библиография включает 122 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Кочофа, Анисет Габриэль

Основные выводы, защищаемые положения и рекомендации)

Комплексный анализ палеотектонических, палеогеографических, геохимических и термобарических данных позволяют сделать вывода о тектоническом строении, истории геологического развития, нефтегазоносности и фазовой зональности углеводородов Дагомейско-Нигернйской синеклизы. Основные выводы отражают защищаемые в данной работе положения:

1. Дагомейско-Нигерийская синеклиза является северо-восточной частью гигантской области погружения Западной Африки - мегасинеклизы Гвинейского залива.

- По степени развитости и ассоциации с геосинклинальной складчатой областью (океаном), Дагомейско-Нигерийская синеклиза относится к молодой внешней узловой впадине.

- По генезису и значимости в строении Дагомейско-Нигернйской синеклизы все её тектонические элементы относятся к трем категориям: I - крупные мегаэлементы - геотектонические сегменты и разделяющая их шовная зона Абакалики-Бенуэ; II - геотектонические крупные зоны -периокеаническая, пернкратонная и платформенная; III - структуры, осложняющие эти элементы.

- По системе ортогональных разломов структуры второй категории перпендикулярно пересекают структуры первой категории, образуя ступени, наложенные на тектонический каркас фундамента.

2. В развитии Дагомейско-Нигернйской синеклизы выделяются три цикла: авлакогенный (альб-сантон), перикратонный (кампан-палеоцен) и периокеаниченский или узловой (эоцен-четвертичные). На авлакогенной стадии развития проявился тектонический режим континентальной платформы, выражающийся в образовании грабенообразных структур. В перикратонную стадию преобладал тектонический режим океанической платформы. Влияние указанного режима привело к частичной перестройке тектонического плана синеклизы и образованию качественно новой структуры. Во время пернокеаннческой стадии происходила дифференциация тектонического режима океана и континента - воздымание континента и прогибание океана. Смена режимов во времени привела к усилению прогибания во внешней периокеанической части Дагомейско-Нигерийской синеклизы и, следовательно, к перемещению основных центров осадконакопления в сторону океана.

3. Изучение закономерностей размещения скоплений нефти и газа в пределах исследуемой территории позволяет установить следующие положения:

- основные скопления нефти и газа приурочены к впадинам, в то время как разделяющие их крупные выступы и сводовые поднятия являются непродуктивными. Этот вывод характерен для краевой системы Западной Африки и объясняется непродолжительной историей геологического развития этой области при преобладании прогибания во впадинах и воздымания на выступах. В таких условиях на выступах развиты маломощные отложения, которые местами выходят на дневную поверхность;

- увеличение интенсивности прогибания, обусловленное тектоническим режимом океанической платформы, определяет увеличение ресурсов нефти и газа в направлении от материка к океану (от перикратонной к периокеанической мегазоне);

- различие в интенсивности и продолжительности развития континентального и океанического режимов и их совокупности в отдельных стадиях развития рассматриваемой территории обусловливает неравномерность концентрации ресурсов нефти и газа по стратиграфическим комплексам (нефтегазоносным этажам). Усиление океанического режима, отражающее развитие Атлантического океана во времени, обусловливает появление более молодых нефтегазоносных комплексов и увеличение стратиграфического диапазона нефтегазоносности в сторону океана;

4. В разрезе исследуемой территории выделяется пять нефтегазоносных комплексов: альб-нижнетуронский, верхнетурон-сантонский, кампан-маастрихтский, палеоценовый и эоцен-неогеновый.

- Нефтегазоносные комплексы объединяются в три нефтегазоносных этажа, которые охватывают отложения, сформировавшиеся в авлакогенную, перикратонную и периокеаническую стадии развития Дагомейско-Нигерийской синеклизы. Кажд ый нефтегазоносный этаж, приуроченный к крупному циклу тектогенеза, характеризуется сингенетичностъю нефтегазообразования.

- Геохимические исследования верхнемеловых отложений свидетельствуют о том, что они содержат нефтематеринские свиты, обладающие высоким нефте про изводящим потенциалом.

- Они обогащены органическим веществом, преобразование которого происходило в восстановительной обстановке. Нефтематеринские свиты содержат в основном сингенетичные бигумоиды, о чем свидетельствуют низкие значения битумоидных коэффициентов.

- Однако, в пределах сводовых поднятий и крупных выступов отложения эти не сумели полностью реализовать свои потенциальные нефтематеринские способности из-за неблагоприятного геотермического режима. В пределах крупных положительных структур, испытавшие частые воздымания, рост температур был весьма замедленным, а в эпоху эоцена и олигоцена вообще прекратился благодаря длительному перерыву в осадко накоплении.

5. Дагомейско-Нигерийская синеклиза и, в частности, впадина дельты р.Нигер представляет собой центр нефтегазонакопления в краевой системе Западной Африки. Условия формирования крупных скоплений нефти и газа в указанной впадине определяются рядом факторов, из которых к наиболее важным относятся количество продуктивных горизонтов и низкая степень дислоцированности структур.

- Не менее важным фактором для генерации углеводородов и формирования крупных скоплений нефти и газа является термобарический режим. Сочетание высоких температур и аномально высоких сверхгидростатических пластовых давлений способствовало развитию нижней термобарической мегазоны в осадочных отложениях впадины дельты р.Нигер.

- Подобные термобарические условия благоприятны для преобразования органического вещества до полной реализации их нефтегазопроизводящих возможностей.

- С ростом температур и сверхгидростатических пластовых давлений в глубокопогруженных комплексах возрастает нефтематеринский потенциал, главным образом, жидких углеводородов.

- Обнаружение крупных концентраций жидких УВ во впадине дельты р.Нигер адекватны как на суше, так и в пределах акватории континентального шельфа.

- Перспективы открытия залежей нефти и газа в акватории континентального шельфа впадины Дагомеи достаточно велики. Наиболее перспективной является восточная часть впадины расположенная на границе с впадиной дельты р.Нигер. Здесь ожидаются повышенные сверхгидростатические пластовые давления, которые позволяют прогнозировать жидкие УВ в более глубоких горизонтах, чем на месторождение Семе.

6. На основании комплексного анализа изложенного материала проведена дифференцированная оценка перспектив нефте- и газоносности крупных геоструктурных элементов Дагомейско-Нигерийской синеклизы и даны рекомендации по дальнейшему развитию поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Заключение

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Кочофа, Анисет Габриэль, Москва

1. Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. / А.А.Трофнмук, Г.П.Ованесов, Н.Б.Вассоевич и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. Обзор, серия "Нефтегазовая геология и геофизика".

2. Ален Перродон Формирование и размещение месторождений нефти и газа.- М.: Недра, 1985.

3. Аммосов И.И., Горшков В.И. Палеотемпература нефтегазоносных пород. В кн.: Проблемы диагностики условий и зон нефтеобразования. - М.: 1971, с. 19-30.

4. Аммосов И.И., Горшков В.И., Гречишников Н.П. Палеотемпература преобразования нефтегазоносных отложений. М.: Наука, 1980.

5. Бакиров A.A. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. -М.: Недра, 1973.

6. Бакиров A.A. О закономерностях образования и научных критериях поисков и разведки крупных и крупнейших месторождений нефти и газа.- М.: ВНИИОЭНГ, 1979,67с.

7. Бакиров A.A., Бакиров Э.А., Баренцев М.И. Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран. М.: Недра, 1971.

8. Бакиров A.A., Бордовская М.В., Ермолкин В.И. и др. Геология и геохимия нефти и газа. М: Недра, 1993, 288 с.

9. Бакиров A.A., Мальцева А.К. Литолого-фациалъный анализ при поисках и разведке скоплений нефти и газа. М.: Недра, 1985.

10. Бакиров Э.А. Принципы выделения и классификации нефтегазоносных комплексов и покрышек. В кн.: Губкинские чтения к 100-летию со дня рождения. М.: Недра, 1972.

11. Бакиров Э.А. О роли нефтегазоносных комплексов в формировании зон нефтегазонакопления. В кн.: Критерии поисков зон нефтегазонакопленнн.- М.: Недра, 1979, с.239-242.

12. Бакиров Э. А., Ермолкин В.И., Ларин В.И., Мальцева А.К., Рожков ЭЛ. Геология нефти и газа М.: Недра, 1990

13. Белоусов В.В. Геотектоника. М.: Изд-во МГУ, 1976, 381с.

14. Брод И.О. Основы учения о нефтегазоносных бассейнах. М.: Недра, 1964.

15. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграцнонного происхождения нефти: Ист. обзор и соврем, состояние. Изв.АН СССР, Сер. геол., 1967, №11, с. 135-156.

16. Влияние вертикальной миграции флюидов на формирование залежей нефти и газа./ Волков А.М., Поплавский H.H., Ростовцев H.H., Рыльков A.B., Шинкеев Г.М. Труды. Западная Сибирь. НИГНИ, Вып.8,1968.

17. Влияние тектонико-сейсмических процессов на образование углеводородов.- Новосибирск, 1985.

18. Высоцкий И.В. Вертикальная зональность в образовании и распределении скоплений углеводородов. В кн.: Генезис нефти и газа. - М.: Наука, 1967, с.201-208.

19. Высоцкий И.В. Теоретическая модель вертикального распределения скоплений углеводородов в литосфере. В кн.: Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых. - М.: Наука, 1979, с.108-114.

20. Высоцкий И.В. Формы миграции жидких углеводородов. В кн.: Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых. - М.: Изд-во МГУ, 1982, с.47-58.

21. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. М.: Недра, 1990, 405 с.

22. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. М.: Недра, 1985,304 с.

23. Гаврилов В.П. Влияние разломов на формирование зон нефтегазонакопления. -М.: Недра, 1975.

24. Гаврилов В.П. Общая и историческая геология и геология СССР. М: Недра,1989, 495 с.

25. Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. Тезисы докл. I Всесоюзн. конф. - М.: 1988.

26. Геологические условия формирования и размещения зон нефтегазонакопления./ А.А.Бакиров, Э.А.Бакнров, Л.П.Мстиславская и др. М.: Недра, 1982.

27. Геология и нефтегазоносноеть зарубежных стран. / Труды ВНИГНИ, вып.42. -М : Недра, 1964.

28. Геология нефти и газа. / Э.А.Бакиров, В.И.Ермолкин, В.И.Ларин. М.: Недра,1990.

29. Главная фаза нефтеобразования./ Н.Б.Вассоевич, Ю.И.Корчагина, И.В.Лопатин и др. Вестник МГУ, сер.4, геология, 1969, №6, с. 3-27.

30. Горбачев В.Ф. Новая глобальная тектоника и нефтегазоносность осадочных бассейнов. М.: Недра, 1983, 269 с.

31. Горин В.А. Механизм формирования нефтяных и газовых месторождений. В кн.: Генезис нефти и газа./ Докл. представл. на Всесоюзн. совещание по генезису нефти и газа/ /под ред.М.Ф.Мирчинк/ - М.: Недра, 1967.

32. Губкин И.М. Учение о нефти. М.: Наука, 1975.

33. Девдариани A.C., Акивис Т.М. Осадконакопление на окраинах океанов атлантического типа. М.: Институт океанологии им.П. П.Ширшова, АН СССР, 1989.

34. Дмитриевский А.Н. Системный подход в геологии. М.: Недра, 1989.

35. Достижения в нефтяной геологии./ Под ред. Г.Д.Хобсона (пер. с англ.). -М.: Недра, 1980.

36. Емельянов Е.М., Тримонис Э.С., Харин Г.С. Палеоокеанологня Атлантического океана. Л.: Недра, 1989,247 с.

37. Еременко H.A., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996,176 с.

38. Ермолкин В.И. Зональность нефтегазонакопления на платформенных территориях. М.: Недра, 1986.

39. Ермолкин В.И., Бобылева A.A., Сорокова Е.И. Геолого-геохимнческая модель генетических типов конденсатов. Изд.АН СССР, сер.геологическая, 1989, №1.

40. Ермолкин В.И., Сорокова Е.И., Бобылева A.A. Раздельное количественное прогнозирование нефтеносности и газоносности. Москва, 1986.

41. Ермолкин В. И., Сорокова Е.И. Фазовая зональность углеводородов в Земной коре. М.: ВНИИОЭНГ, 1989, Обзор.информ. геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.

42. Ермолкин В.И., Бакиров Э.А., Сорокова Е.И. и др. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочных толщах земной коры. М.: ОАО Издательство Недра, 1998, 320 с.

43. Закономерности размещения коллекторов сложного строения и прогноз нефтегазоносности. / Под ред. М.Х.Булач. Труды: Всесоюз.нефт.н.-и. геол.разв.ин-т, Ленинград, 1985.

44. Историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности. / Л.А.Польстер, Ю.А.Висковский, В.А.Николенко и др. М.: Недра, 1984, 200 с.

45. Кабышев Б.П. Палеотектонические исследования и нефтегазоносность в авлакогенных областях. Л.: Недра, 1987.

46. Кагарманов А.Х. Геология Африки и Аравии. Л: Недра, 1987.

47. Каламкаров Л.В. Методические аспекты проблемы комплексного изучения нефтегазоносности соленосных бассейнов. «Нефтяное хозяйство» №9, 1996, 65-69с.

48. Карцев А. А. Основы геохимии нефти и газа. М.: Недра, 1987.

49. Катагенез и нефтегазоносность. / Т.М.Парпарова, С.Г.Неручев, А.В.Жукова и др. -Л.: Недра, 1981.

50. Количественная оценка перспектив нефтегазоносносш слабоизученных седиментационных бассейнов. / А.Э.Конторович, М.С.Моделевский, А.А.Растегин и др. В кн.: Критерий прогноза нефтегазоносности провинций Сибири. - Новосибирск, 1980, с.5-22.

51. Конторович А. Э., Неручев С.Г. Катагенез рассеянного органического вещества и нефтеобразование. В кн.: Проблемы нефтегазоносности Сибири.- Новосибирск: Наука, 1971, с.61-69.

52. Критерии вертикальной фазовой зональности углеводородов Туранской плиты. / А.А.Бакиров, В.И.Ермолкин, Э.Л.Рожков, Е.И.Сорокова. Геол.нефти и газа, 1978, №4, с.28-34.

53. Кротова В Л. О теоретических вопросах нефтяной геологии. В кн.: Происхождение нефти и газа и формирование их промышленных залежей. - Киев: Думка, 1971.

54. Ларин В.И. Количественная оценка процессов газонакопления. Москва: Недра, 1982.

55. Лопатин И.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М.: Недра, 1987.

56. Мальцева А.К., Бакиров Э.А., Ермолкин В.И., Ларин В.И. Каламкаров Л.В., Рожков Э.Л. Геология нефти и газа и нефтегазоносные провинции. Москва: ГАНГ, 1998,176с.

57. Мстиславская Л.П., Ермолкин В.И. Тектоника плит и нефтегазаносностъ. -М.: ГАНГ, 1997,46 с.

58. Мстиславская Л.П., Павлинич М.Ф., Филиппов В.П. Основы нефтегазового производства. М.: ГАНГ им.И.М.Губкина, 1996, 248 с.

59. Неручев С.Г. Взаимосвязь между стадийностью нефтегазообразования и размещением нефти и газа в бассейнах. В кн.: Осадочно-мнграционная теория образования нефти и газа. - М.: 1978, с.65-75.

60. Несмеянов Д.В., Высоцкий В.И. Месторождения нефти и газа развивающихся стран. М.: Изд-во УДН, 1988, 229 с.

61. Нестеров И.И., Потеряева В.В., Салманов Ф.К. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. М.: Недра, 1976.

62. Нефтегазоносные бассейны Африки и прогнозная оцека ресурсов. Обзор.- М.: ВИЭМС, 1972.

63. Нефте газоносность и глобальная тектоника. / (Сб.статей) Под ред. А. Дж. Фишера и Ш.Джадсона (пер. с англ.). М.: Недра, 1988.

64. Новые направления поиска месторождений нефти и газа / под ред. И.А.Крылова.- М.: Наука, 1976.

65. Оруджева Д. С. Нефтегазогеологическое районирование при поисково-разведочных работах, М.: Наука, 1985,112 с.

66. Осадчий В.Г., Лурье А.И., Ерофеев В.Ф, Геотермические критерии нефтегазоносности недр. Киев; Наукова Думка, 1976.

67. Основные условия генерации и аккумуляции нефти и газа: (Обзоры) АН СССР, огд-ние геологии, геофизики и геохимии, (отв.ред. В.Д.Наливкин, М.М.Алиев). -М.: Наука, 1978, 141 с.

68. Поиски и разведка нефти и газа зарубежных стран. / А.А.Клещеы, Л .Н.Головкина, А.А.Епифанов и др. ВНИИОЭНГ, вып.З (23), М.: 1982.

69. Попов В.И., Запрометов В.Ю. Генетическое учение о геологических формациях.- М.: Недра, 1985.

70. Прикаспийская мегасинеклиза: геология, геохимия, нефтегазоносность. / Труды №190, (отв.ред. А.А Бакиров) М.: МИНХ и ГП, 1985.

71. Применение результатов исследований органической геохимии при поисках нефти и газа. / Б.Тнссо В кн.: Достижение в нефтяной геохимии (пер. с англ.) •М: Недра, 1980, с.71-95.

72. Прогноз месторождений нефти и газа. / А.Э.Конторович, Э.Э.Фогиади,

73. B.И.Демин и др. -М.: Недра, 1981.

74. Раабсн В.Ф. Закономерности размещения месторождений нефти и газа в различных геологических условиях как критерии их поиска. В кн.: Критерии поисков зон нефтегазонакопления. - М., 1979, с.84-87.

75. Региональный и локальный прогноз нефтегазоносности / под ред.

76. C.М.Максимова. »ТрудыВНИГНИ: Недра, 1987, вып.256.

77. Салоп Л. И. Периодизация и корреляция докембрия южных материков. Докембрий Африки. Л.: Недра, 1977,304 с.

78. Сейфуль-Мулюков Р.Б. Палеотектоннческне факторы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. М.: Наука, 1983.

79. Системные исследования при прогнозировании нефтегазоносности недр. / АА.Бакиров, Э.А.Бакиров, А Н.Дмитриевский и др. М.: Недра, 1986.

80. Соколов Б. А. Эволюция и нефте газоносность осадочных бассейнов. М.: Наука, 1980.

81. Соколов Б.А. Эволюционно-динамические критерии нефтегазоносности недр. М.: Недра, 1985.

82. Соколов Б.А., Ларченко Е.П. Анализ нефтегазоносности недр основа оценки перспектив нефтегазоносности недр.»Советская геология, 1982, №10.

83. Структурные и формационные особенности краевых прогибов и их нефтегазоносности, / АН СССР, Ин-т геол. и разработка горючих ископаемых. -М ; Наука, 1983.

84. Тектоника и нефтегазоносность континентальных окраин. ~ Труды ВНИГНИ, вып. нет. Л., 1983.

85. Тектоника плит и полезные ископаемые / под редЛ.А.Ковалева, Г.Ольсэака. М.: йзд.МГУ, 1985.

86. Тектонические факторы размещения зон нефтегазонакопления / Сб.тр.ВНИГРИ, 1979.

87. Теоретические основы поисков и разведки скоплений нефти и газа. / под ре д. А. А. Бакирова, Э.А.Бакиров, В.С.Мелик-Пашаев и др. М.: Высшая школа, 1987.

88. Успенская Н.Ю., Таусон Н.Н. Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран. М.: Недра, 1972.

89. Шуберт Ю.И. и Фор-Мюре А. Тектоника Африки. М.: Мир, 1973.

90. Хаин В.Е. Региональная геотектоника Северной и Южной Америки, Антарктиды и Африки. М.: Недра, 1971.

91. Хаин В.Е. Глобальные тектонические закономерности нефтегазонакопления. М.: Наука, 1985,

92. Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки. / Сбор. науч. тр. №226, Книга П1, (отв.ред. Э,А.Бакиров). М.: МИНХ и ГП, 1991.

93. Adegoke O.S., 1969 : Eocene stratigraphy of southern Nigeria. Extrait de Memoires du B.R.G.M.- № 69,49p.

94. Adegoke O.S., (Ed) 1990 : Geotechnical investigations of Ondo State bituminous sands. Departement of geology, University of Ife, Nigeria

95. Adegoke O.S.&Ibe, B.C., 1892 : The tar sand and heavy crude resources of Nigeria

96. Akapati B.N., 1978 : Geologic structure and evolution of the Keta Basin, Ghana, West Africa. Geo. Soc. Amer. Bull, v89, №1, pp 124-132

97. Akinosho T. West Africa's deepwater basins may prouve very productive "Offshore" oilman-1993.-v54, №3.-p.27-29

98. Asmus, H E., & Ponte, F.C., 1973 : The Brazilian marginal basins. In: A.E.M. Nairn&F.G. Stehli(eds): The ocean basin and margins, 1 the South Atlantic, Plenum, New York, pp87-132

99. Babalola O.O., 1990: Integrated seismic, geophisical and geological interpretation of "Meso-Atlantic" Gulf of Guuinea continental margin evolution and hydrocarbon potential of the Cotonou (Dahomey or Benin) Basin 226pp

100. Bakirov A., Principes theoriques et methodes de recherches et de prospection des accumulations de petrole et de gaz vl,

101. Billman H.G., 1976: Offshore stratigraphy and paleontology of the Dahomey Embayment, West Africa. Prepared for the 7th African Micropalentological Colloquim, lie Ife, Nigeria 1976

102. Brown Jr.L.F. & Fisher W.L., 1997: Seismic- stratigraphic interpretation of depositional systems: Examples from Brazilian rift and pull-apart basin. AAPG, Memoir26

103. Burke K. 1969: Seismis areas of the Guinea Coast where Atlantic fracture zones reachAfrica. Nature v222, №5194, pp655-657

104. Burke K. 1976: Development of graben associeted with the initial ruptures of the Atlantic Ocean. Tectonophysics, v36, pp93-112

105. Burke K., Dessauvagie T.F.J. & Whiteman A.J., 1971: Opening of the gulf of Guinea and geological history of the Benue depression and Niger Delta. Nature Phys. Sci., v233, №38 pp51-55

106. Burke K., Dessauvagie T.F.J. & Whiteman A.J., 1972: Geological history of the Benue Valley and adjacent areas In: A. J. Whiteman & T.F.J. Dessauvagie: African geology. Ibadan 1970, ppl87-206

107. Delteil J.,Valey P., Montaterd L., Fondeur P., Patriat P., & Mascle J. 1974: Continental margin in the northern part of the gulf of Guinea. In: C.A. Burk & C.L. Drake (eds): The geology of continental margins. Springer, Berlin, pp297-311

108. Emery K.O., Phillips U.J., Bowin C. & Mascle J. 1975: Continental margin of West Africa: Angola to Siera Leone. Am. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 59, pp2209-2265

109. Francheteau J.C. & Le Pichon X., 1972: Marginal fracture zones as structural framework of contiental margins in South Atlantic Ocean. Am. Ass. Petrol. Bull., 56, pp 991-1007

110. Genik G.J. 1992: Regional framework structural and petroleum aspects of rift basins in Niger, Chad and C.A.R.

111. Glenne B. 1981: Development of Brain's first oil field underway. Oil and gas journal, January 12,1981

112. Harding T.P., 1974: Petroleum traps associated with wrench faults. Am. Assoc. Petrol. Geo. Bull., 58, pp 1290-1304

113. Jones H.A. & Hockey R.D.: The geology of part of south-western Nigeria. Geo. Surv. Nigeria Bull. 31

114. Klemme H.D. 1980: Petoleum basins- classifications and characteristics. Journal of Petroleum Geology, v3, pp 187-207

115. Kogbe C.A., 1974: The upper Cretaceous sediments of the south-western Nigeria. Nigeria Field, v39

116. Machens E., 1973 :The geologic history ofv the marginal basins along the north shore of the gulf of Guinea. Boo: ISB 0-306-37771-3, Plenum press, New York, vl, pp351-390

117. Murat R.C., 1972: Stratigraphy and paleogeography of the Creataceous and lower Tertiary in Southern Nigeria

118. In: A.J. Whiteman & T.FJ. Dessauvagie: African Geology, Ibadan University, pp251-266

119. Omatsola M.E. and Adegoke O.S., 1981: Tectonic evolution and cretaceous stratigraphy of the Dahomey Basin. Jou. Min. Geol., 18(1), ppl30-137.

120. Slansky M., 1962: Contribution a l'etude géologique du bassin sedimentaire cotier du Dahomey et du Togo. Mem. Bur. Rech. Geo. Min.

121. Tissot B., Demaison G. Masson P., Delteil JR. & Combaz A., 1980: Paleoenvironment and petroleum potential of Middle Cretaceous black shales in Atlantic basins. AAPG 64(12), pp2051-2063

122. Whiteman A,, 1982: Nigeria: its petroleum geology, resources and potential. Graham & Trotman, London, pp394

123. Pereira J.J., 1990: Dahomey Embayement Tectonics and litthochronostratigraphy

124. Popoff M., 1988: Le systeme des rifts medio-afiicain, evolution des bassins, magnetisme et rifling dans le fosse de Benoue

125. Список графических материалов.

126. Обзорная карта района работ.

127. Схема тектонического районирования Дагомейско-Нигерийской сннеклизы.

128. Разделение Африки и Южной Америки. Зоны глубинных разломов.

129. Схема возрастных тектонических подразделений и нефтегазоносности Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

130. Гипсометрия фундамента Дагомейско-Нигерийской синеклизы по данным гравиметрической съёмки.

131. Принципиальный схематический профиль через мегазоны Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

132. Типовые литолого-стратиграфические разрезы крупных геоструктурных элементов Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

133. Схема палеотектоннческого и палеогеографического развития Дагомейско-Нигерийской синеклизы в альб-сантонское время.

134. Схема палеотектоннческого и палеогеографического развития Дагомейско-Нигерийской синеклизы в кампан-палеоценовое время.

135. Схема палеотектоннческого и палеогеографического развития Дагомейско-Нигерийской синеклизы в эоцен-неогеновое время.

136. Схема размещений нефти и газа во впадине Дельты р.Нигера.

137. Структурные карты месторождений нефти и газа впадины Дельты р.Нигера.

138. Геолого-сейсмические профили структур впадины Дельты р.Нигера.

139. Сводный литолого-стратиграфическии разрез отложений месторождения Семе (Впадина Дагомей).

140. Структурная карта по кровле продуктивного горизонта Н^КгО месторождения Семе (Впадина Дагомей).

141. Схематический профильный геологический разрез по линии скважин ЕЮ1, 52, 83, 86, 84 месторождения Семе (Впадина Дагомей).

142. График изменения фазового состояния углеводородной системы верхней термобарической мегазоны в зависимости от геохронотермическнх условий.

143. График изменения во времени палеотектоническнх и геотермических условий. Дагомейско-Нигерийская сннеклнза (месторождение Семе).

144. Модель генетической фазовой зональности углеводородов.

145. Схема размещения фазово-различных зон углеводородов мезозойско-кайнозойских отложений Дагомейско-Нигерийской синеклизы.

146. Дагомейско-Нигерийская синеклиза. Впадина Дагомей, площадь Семе. Прогноз давлений для скважины 83 Э.

147. Дагомейско-Нигерийская синеклиза. Впадина Дагомей, площадь Семе. Температурный прогноз для скважины БЗО.

148. Карта перспектив нефгегазоносности мезозойско-кайнозойских отложений Дагомейско-Нигерийской синеклизы.