Геолого-геохимические и термобарические условия нефтегазоносности бассейна Кот д`Ивуар

Диангоне Би Тизие Эрик

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геолого-геохимические и термобарические условия нефтегазоносности бассейна Кот д`Ивуар
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические и термобарические условия нефтегазоносности бассейна Кот д`Ивуар"

На правах рукописи СГр.

ДИАНГОНЕ Би Тизис Эрик

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БАССЕЙНА КОТ Д'ИВУАР

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 2009 г.

003464686

Работа выполнена на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа Российского государственного университета нефти и газа им, И.М.Губкина

Научный руководитель:

Доктор геолого-минералогических наук, профессор Ермолкин Виктор Иванович

Официальные оппоненты:

Доктор геолого-минералогических наук, профессор Бурлин Юрий Константинович, МГУ им. М.В.Ломоносова

Кандидат геолого-минералогических наук, нет, Величко Михаил Евгеньевич, Лукойл Оверсиз

Ведущая организация - ОАО « ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ»

Защита диссертации состоится 31 марта 2009 г. в ауд. 232 в 15.00 на заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.200.02 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу:

119991, ГСП -1, В-296, Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им, И.М.Губкина

Автореферат разослан р ( февраля 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного Леонова Е.А.

совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Бассейн Кот д'Ивуар - один из самых перспективных на нефть и газ в северной части Гвинейского залива. На шельфе бассейна открыт ряд нефтегазовых месторождений. Однако, до сих пор степень разведанности и научной оценки особенностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления в осадочном чехле региона остается низкой.

Для успешного осуществления дальнейших поисково - разведочных работ требуется комплексный анализ полученных результатов, проведение дополнительных научных исследований, обеспечивающих освоение нефтегазовых ресурсов в ближайший перспективе.

Поэтому исследования по уточнению геологического строения и истории развития региона, анализ эволюции термического режима бассейна, степени катагенеза органического вещества, условий реализации нефтегазогенерационного потенциала бассейна с использованием современных аналитических методов и компьютерных технологий будут способствовать повышению эффективности поисково-разведочных работ, приращению разведанных запасов углеводородов на территории Кот д'Ивуар, укреплению топливно-энергетической базы страны.

Цель и задачи исследования. Определение перспектив нефтегазоносное™ бассейна Кот д'Ивуар на основе комплексных исследований геологического строения, истории развития региона, геохимических и термобарических условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления в разрезе осадочного чехла.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

1. Уточнение особенностей геологического строения и истории развития с позиций изучения обстановок осадконакопления на фоне сложных геодинамических процессов, протекавших в этой части Атлантического океана.

2. Выявление принципиальных особенностей литостратиграфии бассейна, анализ развития коллекторских толщ в разрезе осадочного чехла.

3. Исследование термобарических условий в разрезе осадочного чехла в течение истории геологического развития.

4. Анализ степени преобразованности органического вещества пород по отражательной способности витринита, выделение в разрезе возможных нефтегазоматеринских толш, определение ■ степени реализации их нефтегазогенерационного потенциала.

5. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочного чехла в пределах изученной территории с использованием компьютерных систем моделирования бассейнов (Программа ГАЛО, Ю.И.Галушкин).

Научная новизна.

• Впервые для осадочного бассейна Кот д'Ивуар проведен комплексный анализ геологических, геохимических и геотермических условий нефтегазоносности осадочного чехла.

• На основе изучения истории погружения пород и анализа палеогеотермического режима недр установлена последовательность вхождения нефтегазоматеринских толщ в различные температурные зоны, сделан вывод об интервале проявления в разрезе условий "нефтяного окна", преимущественном нефте- или газообразовании.

• Обосновано выделение основных нефтегазоматеринских толщ, определены степень катагенетической преобразованности ОВ и реализации нефтегазогенерационного потенциала материнских пород.

В работе защищаются следующие основные положения;

1. Основные нефтегазоматеринские толщи бассейна Кот д'Ивуар связаны с породами рифтового комплекса: отложениями неокома, баррема, апта и раннего альба. Содержание Сорг в них меняется от 0,6 до 2,6%. Кероген смешанного типа (ИЛИ). Степень зрелости ОВ характеризуется значениями %И.о от 0,7 до 1,3.

Генерация преимущественно жидких углеводородов в основании этого комплекса началась в альбское время, а в ряде районов и ранее и продолжалась в течение большей части кайнозойского периода. Генерация газообразных углеводородов начала доминировать с палеоцена.

2. Нефтегазоматеринские породы, находящиеся в современном разрезе в интервале глубин от 3000 до 6500м по достигнутой степени катагенеза своего ОВ ("Нефтяное окно") являются потенциально нефтегенерирующими, а породы, располагающиеся на глубинах ниже 6500-7000м - газогенерирующими.

Установлено заметное снижение степени реализации потенциала генерации УВ нефтегазоматеринскими породами кровли апта, альба и более молодых отложений по сравнению с породами раннего апта и неокома.

3. Тектоническая раздробленность региона, мозаичность литологического состава осадочного разреза не способствовали длинным путям миграции УВ. Большинство месторождений формировалось вблизи пластов генерирующих пород. В свете этого представляется первоочередным поиск резервуаров и ловушек УВ в породах апта и альба.

Практическая ценность работы.

Реализация выводов по оценке перспектив нефтегазоносности позволит повысить надежность оценки геологического риска, эффективность проведения дальнейших поисково-разведочных работ на шельфе Кот д'Ивуар.

Фактический материал

Фактическими данными для выполнения настоящей работы послужили, главным образом, материалы национальных нефтяных компаний Кот д'Ивуар (Petroci, Sir) а также опубликованные данные различных исследователей, материалы ряда иностранных нефтяных компаний, в том числе Esso, Shell, Agip, Phillips и Total.

Структура и объём работ

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения. Общий объем работы составляет 117 страниц, включая 37 рисунков и 10 таблиц; библиографический список включает 57 наименовании.

Благодарности. Автор искренне благодарен своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Виктору Ивановичу Ермолкину за ценные советы, постоянную помощь и консультации, оказанные в период подготовки работы.

Диссертация выполнена на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина и хочется выразить благодарность заведующему кафедрой профессору Виктору Павловичу Филиппову и коллективу кафедры за многолетнюю поддержку и помощь.

В работе над диссертацей автор консультировался у проф. В.П.Филиппова, проф. Ю.И.Галушкина, проф.Е.А.Долгинова, проф. Л.В.Каламкарова, доцента М.А.Бурцева, доцента О.С.Обрядчикова и доцента Г.А.Кочофы.

Автор выражает также свою признательность коллективу Управления по работе с иностранным учащимися РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и коллективу национальной нефтяной компании Кот д'Ивуар (Petroci Holding).

Автор рад случаю поблагодарить своих родных и близких за понимание и поддержку.

Глава 1. Геологическое строение и история развития региона.

Бассейн Кот д'Ивуар с осадками от мелового до третичного возраста имеет континентальную и морскую части и протягивается вдоль побережья Западной Африки от Либерии до Ганы. Его континентальный сектор простирается примерно на 360 км от Сассандра на западе до Ивуаро-Ганской границы на востоке с максимальной шириной 35 км. Морской сектор бассейна занимает область континентального шельфа и глубоководной части океана от побережья до разлома Романш. Континентальный шельф бассейна делится на две части - западную (от морской границы с Либерией до западного края поднятия Абиджан) и восточную. Шельф западной части характеризуется относительно неглубоким положением кровли фундамента ( и соответственно тонким осадочным покровом) с постепенным погружением к югу бассейна. Фундамент здесь является шельфовым продолжением

Западно-Африканского кратона. Осадочный покров утолщается с севера на юг и над кромкой шельфа достигает 700 - 800 м. Край шельфа в западной части - тектонический и представляет собой продолжение океанической разломной зоны Сан Пауло. Он достаточно крутой с углублением кровли фундамента до глубины около 1500 м на расстоянии 10 км от берега. Затем погружение кровли фундамента становится более пологим, и она стабилизируется на глубинах около 8 км. В восточной части бассейна континентальный шельф подстилается более мощной толщей осадков (до 6 -8 км по магнитным данным и до 12 - 13 км по сейсмическим). Вне шельфа осадочный покров более мощный, чем на шельфе.

История развития бассейна - это чередование последовательностей трансгрессивных и регрессивных фаз, поднятий, эрозии, складкообразования и разломообразования, проседания - вплоть до настоящего времени, что нашло отражение в литостратиграфии разреза. Мощность осадков резко возрастает с запада на восток, так что разрезы западной части бассейна (Сан-Педро) заметно отличаются от разрезов восточной (Абиджан). Береговые бассейны Сан Педро - это относительно узкие структуры с ограниченной мощностью альбских и пост-альбских отложений и линейно вытянуты, ограничиваясь разломами ЗЮЗ - ВСВ направления, связанного с разломной зоной Сан Пауло. Бассейны в районе Абиджана ориентированы в направлении В - 3 и восточнее отклоняются в ЗСЗ - ВСВ направлении, становясь почти перпендикулярными направлению основных разломов. Такие структуры развивались в поле действия растягивающих сил и характеризуются заметно более интенсивным осадконакоплением, особенно в восточных районах морского бассейна.

Согласно (Blarez and Másele, 1988), эволюция трансформной окраины Кот д'Ивуар - Гана, состоит из нескольких этапов:

а) Ранне-меловое время - между западной Африкой и Бразилией начинается наклонный (трансформный) рифтинг в пределах будущего Гвинейского залива. Толстая континентальная кора Западно-Африканского кратона и Северо-Бразильского щита начинает колоться, создавая грабенообразные "pull-apart" бассейны, разделённые разломами. Эти бассейны, располагающиеся теперь под Ганской платформой, должны характеризоваться самой разнообразной толщиной и фациальным составом осадков этого возраста (Harding, 1974; Crowell, 1974).

б) Вплоть до опта (до 122 млн. лет) - активная сдвиговая тектоника приводит к формированию зон сдвига, разделённых небольшими отрезками рифтовых окраин, подобных восточной окраине бассейна Кот д'Ивуар. Продолжающееся скольжение Бразильской континентальной плиты относительно глубокого бассейна Кот д'Ивуар привело, вероятно, к созданию хребта Кот д'Ивуар - Гана. Считают, что этот хребет возник не только в ответ на сдвиг континентальных блоков коры, как краевой хребет (Le Pichón and Hayes, 1971), но и вследствие вмещения клина

деформированных осадков, оставшихся на утонённых скользящих континентальных блоках с участием магматических интрузии.

в) Поздний апт (115-112 млн. лет) - нижний альб (112 - 107 млн. лет) -начало океанической аккреции.

г) Поздний альб (105 - 99 млн. лет) - ранний сеноман (99 - 96 млн. лет) -последний контакт между растягиваемыми • Бразильской и Африканской континентальными окраинами. Тем самым, тектонические события, отразившиеся в глубинных слоях бассейна Кот д'Ивуар, явились следствием процессов взаимного скольжения краёв двух континентальных плит, а несогласие верхний альб - сеноман (103 - 93.5 млн. лет) отражает переход к стадии развития бассейна после окончательного раскола континентов.

д) Сеноман - сантон (97.-S3 млн. лет). После раннего сен-омана можно было ожидать развития окраины Кот д'Ивуар под влиянием преимущественно термического погружения литосферы. Однако в сантоне следует ожидать возобновления активности трансформного разлома в области между окраиной и границей океанической коры, лежащей южнее. В это время лишь южная ветвь СОХ должна была располагаться к югу от хребта Кот д'Ивуар -Гана. Небольшие подвижки коры, вызванные контрастом температурного режима, можно ожидать в это время,

е) Постсантон. Только в пост-сантонское время трансформная окраина Кот д'Ивуар - Гана (включая и её краевые хребты) подверглась действию классического погружения, обусловленного остыванием литосферы.

Фундамент в изучаемой области сейсмически отмечается относительно слабым отражательным горизонтом. Три основных региональных эрозионных несогласия делят весь осадочный разрез над фундаментом на 4 мегапоследовательности: апт-альбская мегасвита, сеноман - нижнесенонская мегасвита, верхнесенонская-палеогеновая мегасвита и миоцен-плиоценовая мегасвита. Изучение сейсмических данных дало информацию о строении осадочной толщи района, основные элементы которой излагаются ниже. Синрифтовые отложения: Большая информация об альбских «шрифтовых и постальбских пострифтовых сериях в восточной части берегового бассейна получена из сейсмических и скважннных данных. Западная часть прибрежного бассейна (окраина Сан Педро) не разбурена, но может быть описана по аналогии с самыми западными скважинами Абиджанской окраины на площади Адиадон и экстраполяцией сейсмических данных. Осадочные разрезы верхнего докембрия и палеозоя на определённых окраинах кратона претерпели этап интенсивных деформаций в течение ПанАфриканской (650-500 млн. лет) и Герцинской (350-300 млн. лет) орогении (Kennedy, 1964). Большая часть площади береговой части бассейна Кот д'Ивуар включает докембрийские породы возраста от 1600 до 2500 млн. лет (Birrimian) - магматиты и гнейсы, ингрудированные гранитными и гранодиоритовыми телами с СВ - ЮЗ простиранием. Сейсмические данные

не говорят ничего о природе фундамента, а лишь указывают на отражательный горизонт в основании рифтовых серий.

В бассейне Кот д'Ивуар не вскрыты породы палеозоя, но есть их обнажения поблизости от бассейна, где они представлены сланцами, слюдистыми песчаниками, кварцитами, битуминозными сланцами с пиритом - девонского возраста (Grown, 1952). Мезозойские доальбские (аптские ?) серии также не известны в Кот д'Ивуар. Скважины Адиадон-1 и Витр-1 достигли фундамента и прошли через разрез пестроцветных сланцев, возраста, возможно, альба или апта. Южнее разлома Лагун ожидаются осадочные отложения от триаса до нижнего мела. В Бенине неокомские (раннемеловые) осадки, по сейсмическим данным лежат прямо на кристаллическом фундаменте.

Самые древние породы, вскрытые бурением, приписываются альбскому или аптскому периодам и отлагались в рифтовую фазу развития бассейна. Они состоят из осадков, меняющихся от грубозернистых до тонкозернистых кластитов с морскими прослоями. Толщина альба: 1885 м (скв. А-1х) и 2670 м (скв. Вегои-1). Сейсмические данные предполагают довольно мощную синрифтовую последовательность под континентальным шельфом Кот д'Ивуар (более 4.5 сек T.W.T. или более 9000 м).

По литологии и толщине осадочных слоев заметно различаются три области - береговая и отчасти прибрежная область (onshore), западная часть шельфовой области и её восточная часть. В береговой области альбские осадки лишь отчасти проникают южнее разломных зон Лагун. Здесь они представлены в основном кластическими фациями с частым переслаиванием песчаником, как в скв. Беру-1 и Порт-Буэ-1, и конгломератами с элементами фундамента, как в скв. 1VCO-3. Источники материала близкие - вероятно, высокий рельеф разломной зоны Лагун. На северо-западной части Абиджанской окраины осадки альбского возраста в основном тонкозернистые и близки к турбидитам (скв. Тиеме-1, Аттуту-1, Петроси Гран-Лау-1). В западной области шельфа, которая простирается от поднятия Адиадона до каньона "Trou sans fond" южнее Абиджана, в разрезе альба отмечается наличие многочисленных песчаных прослоев.

И, наконец, в платформенных областях разрез альба очень тонок, он резко увеличивается при переходе через первый разлом в области ступенчатых разломов. Здесь толщина осадков очень изменчива - до 1000 м в полуграбенах вблизи конусов выноса в дельтах рек.

Пост-рнфтовые отложения: Со времени сеномана морские и преимущественно ¡спастические отложения дельтового происхождения мощностью от 2000 до 3000 м откладывались на шельфе. Два несогласия, видимые в сейсмических разрезах и в данных бурения (в верхнем сеноне и миоцене), разделяют это время на три периода: 1) от сеномана до нижнего сенона (97 - 87 млн. лет), 2) от самого верхнего сантона до эоцена (73 - 55 млн. лет), и 3) от миоцена до настоящего времени (25 - 0 млн. лет).

Мощности каждого из этих трёх слоев варьируют от нуля до 1500 м. Центр осадконакопления мигрировал со временем в сторону моря, формируя проградирующую окраину. Осадки первого периода отлагались вдоль трога Жакевилл, осадки второго периода мигрировали восточнее, а третьего (миоцен) заполняли современный край шельфа. В окраине Сан Педро отложения постальбской последовательности контролировались сетью блоков, ограниченных разломами. Завершённость и толщина разрезов ограничивается несколькими грабенообразными площадями. В целом постальбский разрез выглядит как морские серии, локально изрезанные большими каналами с простиранием С - Ю. В окраине Абиджан различают более 16 последовательностей в постальбском разрезе. Слои пород возраста от сеномана до нижнего сенона откладывались на поверхности альбской синрифтовой серии. Оценку досеноманской эрозии дать трудно, но величину 1500 м, вероятно, следует рассматривать как сильную переоценку.

Слой сеноманских пород был отложен с весьма ограниченной мощностью на Эспуар-кебэк палеоподнятиях. На отдельных площадях сеноман-туронские отложения отсутствуют, как результат перерыва в осадконакоплении. Мощность этих отложений увеличивается к северу с приближением к трогу Жаквиль и к югу, на склоне современной платформы. В прогибе Жаквиль осадки до 700 м мощности накапливались, постепенно заполняя палеорельеф. Они представлены сланцами с песчаными и алевритовыми прослоями. Грубые песчаники и конгломераты ограничивались береговой и мелкой прибрежной зоной восточнее Абиджана, представляя ближайшую часть морской дельтовой системы (дельтовое плато). В шельфовой области отложения сеноманского возраста представлены сланцами с прослоями тонко зернистого песчаника (фронтальная часть дельты). Процент песчаной фракции уменьшается к югу, но остаётся достаточно высоким в восточной части Абиджанской окраины и везде вдоль системы каналов, где толщина осадочного слоя была высокой. Платформенные карбонаты встречаются в основании сеномана. Они ограничены поднятыми зонами. На склоне фации сеномана представлены тонкозернистыми слоями с толщиной до нескольких сотен метров и меньше вплоть до отсутствия южнее хребта Эспуар-Кебэк. В глубоководной области вне шельфа должны присутствовать системы каналов, заполненные фубозернистым песчаником и турбидитами. Далее к югу осадки сеномана ложатся на палеосклон, выполненный породами альба, и мощность их быстро меняется к югу.

Распределение пород нижнего сенона близко к распределению пород сеномана, но депоцентр первых смещён примерно на 10 км в сторону океана. Породы турона представлены в основном сланцами. Турон-нижнесенонские осадки - это (спастическая серия, включающая несколько прослоев известковистых глин (сланцев) в Эспуар-Кебэкской площади. Полная турон-нижне-сенонская последовательность является циклом осадконакопления, начавшегося с заполнения палеорельефа, затем сменившегося

проградационными последовательностями и закончившегося эрозией (вероятно, подводной) докембрийской поверхности. Амплитуду эрозии оценить трудно, но в любом случае она ограничена и не равняется полной толщине в районе отсутствия эрозии на Эспуар-Кебэк поднятии.

Кровля слоя кампан - эоценовых (олигоценовых) отложений соответствует региональному несогласию (скв. Мафиа-1, В1-8х, С1-9х). Толщина слоя достигает 1500 м в депоцентре (песчаник - в разрезе Маастрихта и глинистый сланец в палеоцен-олигоценовых отложениях). В начале кампан-маастрихта осадконакопление контролировалось палеорельефом, осадки заполняли низины к северу от Фокстрот-Эспуар-Кебэк поднятия и только в Маастрихте покрывают всю область. Позднее осадконакопление ограничилось современной береговой площадью западнее Абиджана и более широкой областью к востоку от Абиджана, где осадки составляют почти 1000 м. Маастрихт обычно состоит из серых микрослюдистых слегка известковистых глауконитовых сланцев с редкими прослоями алевролитов и известковистых тел. На глубоководном шельфе • (offshore) в районе скв. Berou-1 хорошо развиты кластические серии с грубозернистыми песчаниками, конгломератами, биокластическими известняками (скв. IVCO-3), которые могут представлять дельтовые отложения древней реки Комое. Песчаные отложения типичны для всей области от каньона "Trou Sans Fond" до границы Ганы. Очень быстрый переход в разрезе по латерали от тонко к грубозернистым песчаникам указывает на переход от одной подводной долины к другой. Такая картина типична для площадей южнее устья реки Бандама, но слегка меняется к западу в отношении распределения песчаников сеноман нижне сенонского возраста.

Осадки палеоцен-эоценового (олигоценового) возраста состоят из мягких глауконитовых и пиритовых глин, слегка известковистых, с отдельными прослоями известняков. На крайнем севере бассейна имеют место некоторые грубозернистые песчаники с обломками ракушек. Палеоген (палеоцен, эоцен, олигоцен) состоит из нескольких проградационных серий, их максимальная мощность достигается чуть севернее современной осадочной призмы шельфа.

Третья осадочная последовательность, различимая в разрезе пострифтовых отложений, - это миоцен-плиоценовая. Она состоит из протяжённых проградаций светло-серых глауконитовых глин, содержащих обломки раковин и планктонных фораминифер. Иногда в них находят тонкие прослои известняка и алевролита. Мощность миоцен-плиоценовой последовательности составила до 1400 м в скв. А!-1х и В1-4х при скорости отложения осадков, достигавшей 100 м/млн. лет.

Как отмечалось, осадочный береговой бассейн Кот д'Ивуар чётко делится на два сектора - окраину Сан Педро на западе, характеризующуюся узким шельфом и тонким осадочным покровом, и окраину Абиджан на

востоке, занимающую более половины береговой линии и обладающую мощным осадочным покровом (свыше 10000м). -Различие секторов обусловлено их положением относительно двух основных разломных зон Сан-Пауло и Лагун, соответственно.

Характерная для окраины Абиджан большая мощность осадков и заметная ширина континентального склона делают привлекательной восточную морскую часть бассейна Кот д'Ивуар для поисков месторождений углеводородов. Севернее разлома Лагун на фундаменте располагаются только 200 - 300 м третичных осадков. Исключение составляет поднятие Адиадон с осадками возраста от альба до мела. Долеритовые дайки СЗ-ЮВ простирания , вероятно, отражают деформации до раскрытия и до раскола континента. Разлом Лагун контролировал отложение осадков в рифтовую стадию до верхнего мела. Для области характерно наличие листрических разломов с интегральной амплитудой сброса более 10 000 м. Сейсмические маркеры в альбской серии рисуют полуграбеновую форму окраины. Постальбская поверхность несогласия погружается строго на юг. Жёлоб Жакевил почти параллелен разлому Лагун и расположен в 12 км к югу от него. Южнее желоба располагаются структурные поднятия шириной 10-20 км с глубиной дна 1800 - 2500 м, простирающиеся с запада на восток от скв. А1-2х до границы Ганы. Этот хребет выражен изопахитой 200 м и делится на Фокстрот-Кебэк и Белие-Ассини отрезки. Современный склон и глубокий шельф характеризуются быстрым погружением (около 10° в среднем). Имеются несколько структурных высот (Южный Гран-Лау, Ромео и Южное Ромео).

Суммарный взброс по разломам на уровне альба превосходит 5000 м. Падение плоскости разлома составляет примерно 45° на структуре Южный Нереби и 25° на структуре Ентент. Между разломами блоки сильно наклонены от берега и повёрнуты против часовой стрелки, указывая на сдвиг. Постальбские слои и их деформация в Сан Педро заметно менее мощные, чем в альбских сериях.

В сложной области Адиадона, связывающей окраины Сан Педро и Абиджана, разлом Сан Паул не является точным продолжением разлома Лагун, так как последний смещён на 15 км к северу, и скорее он продолжается в площади Фокстрот без непосредственного продолжения на К1-1х площадь. Наиболее выразительные структуры здесь окаймлены разломами: поднятие Адиадона и суббассейн Западный Бандама. Их происхождение, видимо, древнее, но основные деформации приурочены к альбу. Более поздняя активность (вплоть до сенона) ограничена поднятием Адиадона.

Глава 2. Коллекторские толщи в разрезе осадочного чехла

Коллекторы окраины Абиджана и бассейна Кот д'Ивуар находят в апьбских, сеноманских, турон-нижне-сенонских и маастрихтских отложениях. Кампанские коллекторы есть только вблизи шельфовой части восточней окраины Абиджана, скв. 1 01-Зх и в береговой области. Однако скв. В1-Зх, в 32 км от берега, показывает слой толщиной 15м от очень мелко до крупно зернистых песков в основании кампанского разреза. В разрезе третичного возраста нет песчаных слоев, кроме береговых площадей. Все коллекторы, встреченные в бассейне, кремнисто-обломочного типа обычно с глинистым или карбонатным цементом. Известняки присутствуют в сериях, в основном в сеноманском разрезе в виде микритовых тел толщиной от 0.5 до 2м. Они переслаиваются с глинами и не обладают характеристиками коллекторов в области между месторождением Эспуар и границей Ганы. Значение пористости и проницаемости лучше на севере бассейна чем на юге и они более эффективны в сеномане и турон-нижнем сеноне с средним значением пористости 20-25% и проницаемости от 25-100 миллидарси до 1-2 дарси.

Альбские коллекторы: 56 скважин вскрыли альбский разрез, 19 из них глубже 1000м.

В течение альба, бассейн проседал восточнее поднятия Адиадона, которое оставалось устойчивым. Здесь не откладывалась верхняя часть альбского разреза. Альбский разрез утолщается к востоку, но по сейсмике самые древние породы альбского разреза под несогласием встречены в области Адиадона. Верхняя часть альбского разреза омоложается к востоку в области Фокстрота, а затем в области Эспуара. Далее к востоку альбские коллекторы встречаются только в северной части бассейна в скв. 1УСО-3, Веру-1 и Пор-Буе-1; в южной части разбуренная часть альбского разреза нигде не демонстрирует свойств коллектора. Коллекторные свойства ухудшаются с глубиной. Высаждение силикатов и каолинита сокращают первичную пористость и проницаемость.

Сеноманские коллекторы: сеноманский разрез вскрыт 52-мя скважинами целиком, и 10-ю скважинами - частично. Хорошие коллекторы встречены в 27 скв., большинство из которых расположено в восточной части окраины Абиджана. В западной части сеноманские коллекторы ограничены северной частью окраины, за исключением скв. В1-8х/В1-9х. Коллекторы (турбидиты потоков) представлены локальными конусами выноса склоновых потоков или отложениями каналов. Их местонахождение совпадает с Жакевиль-Мафиа желобом и альбскими понижениями между поднятиями Адиадон и Фокстрот и между поднятием Фокстрот и месторождением Эспуар, Южный край Жакевиль-Мафиа трога и поднятия альба ограничивали скорости потоков, действующие как барьер. Осадочный покров здесь тонкий (или отсутствует) и состоит из глинистых сланцев и известняков.

Туронские - нижние сенонские коллекторы: Распределение коллееторов в туронском - нижнем сенонском интервале аналогично сеноманским коллекторам, т.е. песчаные разрезы продолжаются на юг дальше в восточной, чем в западной части окраины Абиджана. Песчаники - это турбидиты, отложенные в проградационной обстановке. Как и для сеноманского разреза, песчаники могут быть отложены и далее на юг в понижениях или каналах.

Маастрихтские коллекторы: маастрихтские коллекторы ограничены восточной частью окраины Абиджана. На западе песчаные слои изредка встречаются на берегу (скв. Аттуту-1 и Тиеме-1); на шельфе толстые песчаные тела встречены только в скв. АМх, и представляют каналы. Другие песчаные тела могут быть найдены, например, в области между Фокстротом и Эспуаром.

Глава 3. Нефтегазоносность бассейна Кот д'Ивуар

Пять нефтяных (Эспуар, Белие, Баобаб, Лион, Газель) и пять газовых (Фокстрот, Пантера, Куду, Элан, Ибэкс) месторождений были открыты в бассейне Кот д'Ивуар. Залежи нефти и газа связаны главным образом с отложенями среднего сенона, сеномана и верхнего альба. Кроме этого, заметные нефтяные, газовые и асфальтовые проявления были встречены при бурении в маастрихтских, сенонских, сеноманских и альбских сериях.

В бассейне обнаружено много газовых проявлений, в частности, в области Фокстрот.

Типичным месторождениям региона является Эспуар. Месторождение располагается на краю континентального шельфа примерно в 19 км от берега и в 60 км к юго-востоку от Абиджана. Глубина моря от 105м на шельфе до 900 м на континентальном склоне. Углеводороды есть в альбских песчаниках на глубине от 1800м до 2136м ниже дна (водо-нефтяной контакт Восточный Эспуар).

Размер и форма месторождения определяется разломами и поздне-альбским несогласием. Месторождение вытянуто примерно на 13 км в северо-западном - юго-восточном направлении«, имеет около 3 км ширины в самой широкой части. Площадь - 25 км2. Основные структурные элементы -это разломы с-з - ю-в простирания, которые старше несогласия и, следовательно, не влияют на поздне альбские слои. В разломных блоках нижнего альба осадки наклонены под углами 5° и 13° на северо-восток. Осадки обрезаются позднеальбским несогласием, которое делит месторождение на две вершины эрозионным срезом. Каждая вершина, в свою очередь, делится на две части разломом, формируя изолированные скопления углеводородов: восточное возвышение включает месторождения Эспуар и Северо-Восточный Эспуар; западное - месторождения Северный Эспуар и

Западный Эспуар. При этом Восточный Эспуар и Северный Эспуар располагаются в пределах тех жераэломных блоков.

Коллектор в верхней части алъбской формации состоит из серии песчаных интервалов, перемежающихся преимущественно глинистыми слоями. Хорошая корреляция (gamma ray log) отмечается по всему месторождению. Разрез коллектора подразделяется на 13 слоев: 7 песчаных (нечётные, толщиной до 46 м) и 6 глинистые ( чётные, толщиной до 10м, один из которых имеет толщину 28 м). Эти глинистые прослойки служат барьером для вертикальной миграции в Северный Эспуар и Западный Эспуар. Лежащие выше сеноманские и средне-сенонские глины являются покрышками для углеводородных залежей. Песчаники - от тонко- до грубозернистых с прослоями тёмных и серых глин и известняков. Коллекторы имеют хорошие характеристики: пористость от 13 до 28%, средняя составляет 20 -22% для большей части песчаных единиц. Средняя проницаемость - 50 - 30 миллидарси и при апробации дебит скважин достигал 5000 бар/сут.

Предполагается, что УВ, генерируемые материнскими породами альба, мигрируют вдоль этих достаточно проницаемых материнских пластов и достигают альбеких разломов. Перемещаясь по ним, они заполняют песчаники в основании сеноманской формации и могли также накапливаться в структуре Белие при условии, что последняя разбита разломами. По оценкам английских исследователей, структура Белие оставалась сухой вплоть до начала эоцена, затем в течение эоцена нефтенасыщенность росла: нефть достигла по разломам структуры Белие, и к началу миоцена насыщенность достигла 25% и затем выросла до 36% к современному периоду. Заполнение стратиграфической ловушки в песчаниках основания сеноманской свиты началось в Маастрихте и продолжалось до начала эоцена, когда она достигла максимума (31%). Что касается газа, то его генерация материнскими породами нижнего альба в заметных количествах началась, по нашим оценкам, уже в период палеоцена. Считается, что за счёт роста давления в породах альбекой формации газ мигрировал в сторону разломных зон вплоть до слоёв верхнего мела. Но здесь не было ловушек, которые были бы в состоянии удерживать газ, и проведенный анализ позволяет предположить наличие здесь в настоящее время лишь небольшого скопления газа с насыщенностью 10% в пределах структуры Белие

Глава 4. История погружения и эволюция геотермического режима бассейна Котд'Ивуар

В данной главе нефтегазоносность бассейна Кот д'Ивуар анализируется на примере численного анализа эволюции термического режима и катагенеза органического вещества в истории погружения четырёх осадочных разрезов, расположенных в районе скважин Dl-2x, IVCO-2, 1VCO-4, и 1VCO-12. Анализ основан на численных реконструкциях истории

погружения, термического режима и катагенеза органического вещества (ОВ) указанных разрезов. Реконструкции позволяют восстанавливать эволюцию температурных условий осадочных пород бассейна, судить об изменениях степени созревания их органического вещества (ОВ) и делать выводы о реализации нефтегенерационного потенциала бассейна, в ходе погружения его материнских свит. Моделирование имеет своей основной целью оценку перспектив нефтегазоносности района и выработку рекомендаций по проведению дальнейших поисковых работ.

Обычно измерения температуры и отражательной способности витринита на разных глубинах изучаемого разреза составляют существенную часть базы данных для моделирования, так как соответствующие значения используются для контроля предлагаемой численной модели развития бассейна. Для калибровки модели используются также данные по современному тепловому потоку района, который в изучаемом районе был близок 50 мВт/м2. В исходную базу данных для моделирования бассейна входит также описание характеристик литосферы бассейна, включающее оценки мощности коры, гранитного и базальтового слоев, их петрофизических параметров. В модели принималось, что до растяжения литосфера региона представляла собой нормальную литосферу мощностью 35 км с 15-ти километровым гранитным и 20-ти километровым базальтовым слоем.

Рис.1. Истории погружения, температурная и катагенетическая эволюция осадочного чехла бассейна Кот д'Ивуар в районе скважин 1УСО-2 и 1УСО- 4

Районы скважин 1УСО-2 и Э1-2Х (рис.1) наиболее удалены от береговой линии и характеризуются максимальной мощностью осадочного покрова (8 и 6 км, соответственно), на площадях у скважин 1УСО-4 и 12 они составляют 5.5 и 5 км, соответственно. Глубина забоя перечисленных скважин составляла 3289, 3279, 2708 и 3022 м, соответственно, и приходится на породы альба. На всех площадях хорошо выражен этап эрозии, соответствующий эрозионному несогласию, отделяющему рифтовый этап

Время (млн. Лет)

Время (млн. Лег)

развития бассейна от пострифтового. Последний начался в сеномане. Второй, менее интенсивный, этап эрозии в палеоцене слабо проявился в областях, близких к континентальному склону (1УСО-2). На всех рассматриваемых площадях рифтовый этап развития бассейна характеризуется максимальными скоростями отложения осадков, достигавшими 330 м/млн. лет, а кайнозойский период соответствовал минимальным скоростям осадконакопления.

Анализ вариаций кривых тектонического погружения поверхности фундамента и современное распределение температур в бассейне предполагают близкие тепловые истории литосферы для всех четырёх рассмотренных площадей бассейна, хотя измерения температур в районе скв. 1УСО-4 и свидетельствуют здесь о слегка более высоком современном температурном режиме осадочной толщи. Температурная история литосферы бассейна формировалась в основном под влиянием рифтового теплового импульса , его последующей релаксации, а также тепловой реактивизации бассейна в верхнем альбе, приведшей к заметной эрозии нижнемеловой . последовательности осадков. В процессе остывания мощность литосферы, сократилась от начальных рифтовых значений около 25 км. Одновременно тепловой поток на поверхности бассейна уменьшался от 105 мВт/м2, характерных для осевых зон континентальных рифтов, до 50 - 55 мВт/м2 в современном разрезе. От 3 до 5-ти мВт/м2 в этих значениях составляет вклад радиогенной генерации тепла осадков.

Максимальная температура, достигаемая в основании осадочной толщи составляет, согласно расчётам, около 200°С на глубине 8 км в разрезе скв. 1УСО-2, около 160°С на глубине 6 км в скв. -2Х и на глубине 5.5 км в скв. 1УСО-4 и около 140°С на глубине 5 км в скв. 1УСО-12. Погружение глубинных изотерм (Т > 160°С) на первом этапе развития бассейна связано с остыванием бассейна от первоначально прогретого состояния и отчасти ростом осадочной толщи. В то же время уменьшение глубин низкотемпературных изотерм (Т < 120°С) в фундаменте на том же этапе развития бассейна обусловлено переходом от высокотеплопроводных пород фундамента к породам осадочного чехла с относительно низкой теплопроводностью. Температура пород сеномана в современном разрезе колеблется, согласно моделированию, от 80 до 90°С. Температура пород более молодых горизонтов не превышала в истории бассейна 80°С.

Глава 5. Изменение степени катагенеза органического вещества осадочных пород бассейна Котд'Ивуар

В нашей системе значения %Яо вычисляются для каждого момента времени эволюции бассейна в пределах всей его осадочной толщи. Вычисления %Яо используют восстановленную температурную историю пород в бассейне,

кинетический спектр созревания витринита из работы (Sweeney and Burnham, 1990).

Специальные геохимические исследования в бассейне Кот д'Ивуар, показали, что позднеальбские породы находятся, как правило, в ранней стадии зрелости и характеризуются измеренными значениями %Ro от 0.5 до 0.8% , в то время как породы среднего альба - более зрелые с измеренными %Ro от 0.7 до 1.3%. Эти оценки в общем согласуются с результатами нашего моделирования. Породы верхнего альба находятся в самой ранней стадии зрелости со значениями Ro=0.50-0.70%. Что же касается более старших пород, то здесь необходимо принимать во внимание различие в истории бассейна Кот д'Ивуар, принятой у нас. Согласно ранее проведенным исследованиям, считалось что рифтогенез начался 110 млн. лет назад и что весь рифтовый комплекс представлен одной альбской толщей. По нашем данным рифтогенез начался 144 млн лет назад и рифтовый комплекс представлен тремя толщами; неокомской, баррем-аптской и альбской. В этом случае то, что ранее называлось средним альбом, у нас по глубинам будет соответствовать апт-баррему и, согласно этому, характеризуется значениями Ro от 0.70 до 1.30%. То есть в настоящий момент эти породы являются в основном нефтегенерирующими. В то же время породы неокомского комплекса на площади скв. 1VCO-2 находятся в зоне генерации жирного и сухого газа, в то время как на остальных трёх площадях в основном в пределах зоны генерации жидких УВ.

По данным более ранних исследований, степень зрелости ОВ сеноманских пород, оцененная измерениями %Ro, варьирует от 0.45 до 0.60%. Такие низкие степени зрелости подтверждаются и другими геохимическими методами, включая определение Тшах, ТАИ и хроматографию экстрактов ОВ. Наше моделирование полностью согласуется с этими выводами, а также с тем, что ОВ более молодых пород (возраста Маастрихта и третичного периода) является незрелым. Перспективность этих пород как материнских практически нулевая в силу их низкой степени зрелости.

Таким образом, по условиям созревания ОВ основные перспективы формирования месторождений жидких и газовых УВ в бассейне Кот д'Ивуар могут быть связаны только с материнскими породами рифтового комплекса. Моделирование показывает, что заметная генерация жидких УВ в основании этого комплекса могла начаться ещё в альбе, а для площади IVCO-2 даже раньше. Поэтому особое внимание следует уделить вопросу формирования резервуаров, ловушек и покрышек в породах верхнего мела и кайнозоя, проследив пути миграции к ним жидких и газовых УВ от материнских пород рифтового комплекса.

Глава 6. Реализация иефтегазогенерационного потенциала

бассейна

Реконструкция термического режима осадочной толщи, включающая и восстановление температурной истории нефтегазоматеринских пород в процессе их погружения в бассейне, позволяет оценить историю созревания их OB и восстановить временной ход реализации потенциала генерации УВ материнскими свитами бассейна. При этом используются значения кинетических параметров реакций преобразования керогена, характерного для рассматриваемой материнской породы. Сопоставление полученных результатов моделирования со временем формирования путей миграции и ловушек позволит сделать выводы о перспективности осадочных бассейнов на поиски залежей жидких и газообразных УВ.

Углеводородный потенциал материнских пород зависит от значения Сорг и способности пород генерировать УВ в процессе созревания. Углеводородный потенциал материнских пород можно измерить с помощью экспериментального пиролиза в Rock-Eval установке и выразить его в кг УВ/т породы. Степень созревания материнских пород определяется разными методами: измерением отражательной способности витринита (%Ro), индекса температурных изменений (ТАИ) и определением Тмах на установке Rock-Eval. Геохимический анализ проводился разными компаниями на окраине Абиджана.

В указанном районе геохимическими методами (оптические методы, такие как полинофации, ТАИ (Thermal Alteration Index), мацеральный анализ, измерения %Ro) были изучены образцы кернов 35 скважин, и для 28 скважин был проведён Rock-Eval анализ. Большинство изученных образцов имело меловой возраст, но были и породы третичного возраста из 27 скважин. Интервал отбора менялся от каждых 100м до каждых 20м в зависимости от компании и стратиграфии. 16 анализов нефти и много хроматографических экстракт анализов пород было сделано в разных лабораториях (Agip, Phillips, Robertson Research International, BEICIP).

Альбские материнские породы: альбекие осадки - чёрные -сланцы перемежаются с алевролитовыми и песчаными осадками, поэтому трудно оценить толщину и обогащённость органикой материнских пород. Сорг от 0.6 до 2.6%, с доминирующими значениями от 0.8 до 1.5%. УВ потенциал S2 от 2 до 16,5 кг УВ/т породы, что является неплохим показателем. OB представлено континентальным типом III, смешанным с морским типом II в большинстве скважин. Поздние альбские породы в общем раннезрелые с измеренным %Ro от 0.5 до 0.8%, в то время как средние альбские породы уже зрелые с %Ro от 0.7 до 1.3%. Хроматографический анализ экстратов пород подтверждает уровень зрелости и состав пород (смесь II и III типов). Соответственно перспективы апьбеких материнских пород высоки.

Сеноманские материнские породы, толщина сеноманских пород сильно меняется от Ом до более чем 700м, в результате эрозии или перерыва, например, в Эспуар, Фокстрот и Гран-Лау областях. Сорг высокое (от 0.5 до 3.7%). В западной части окраины Абиджана оно сильно меняется, тогда как в восточной постоянно (Сорг от 1 до 1,5%). S2 от 2 до 50 кг У В/т породы, но может быть местами и бедным (S2 < 2 кг УВ/т породы в некоторых скв. Фокстрот площади и в D1-3X). Очень хороший УВ потенциал (S2) был найден в породах основания сеномана в скв. D1-1X, Мафиа-1, А-8Х, А-6Х. В большинстве скважин - органическое вещество морского происхождения или смесь морского и континентального, но в северных скважинах доминирует ОВ континентального происхождения (Dl-Зх). Сеноманские материнские породы местами достигли «нефтяного окна» в окрестности скважин В1-5х, С1-Ах, А-Зх, на площадях Мафиа и Восточный Ассини-1х.

Раннесенонские материнские породы: раннесенонские породы были эродированы в Южный Адиадон, Южный Фокстрот, Эспуар. Раннесенонские породы являются более грубообломочными, чем образовавшиеся ранее или породы позднего кампана. Сорг от 0.6 до 2.6% с более частыми значениями от 1 до 1.5%. S2 от 2 до 5 кг УВ/т породы севернее Фокстрота области и в Кебек-Эспуар области. УВ потенциал хороший в двух скв. В1-6х и В1-9х, но низкий в восточной части окраины Абиджана (скв. Газэл-1, Мафиа-1)' ОВ в основном континентальное, смешанное с морским, вдоль побережья Абиджана (скв. Dl-Зх), за исключением площади Фокстрота, где ОВ в основном морское. Степень зрелости раннесенонских пород низкая: %Ro от 0.45 до 0.602. Такие степени зрелости подтверждаются и Тмах, ТАИ и хроматографией экстрактов пород. Поэтому ранне сенонские материнские породы не могут генерировать заметный объём УВ.

Кампанские материнские породы: В кампанских осадках Сорг хорошее (от 1.6 до 4.2%). S2 от 2 до 33 кг УВ/т породы. В западной части суббассейна Бандама и на площади Южного Адиадона ОВ - смесь континентального и морского. В областях Фокстрот и Эспуар-Кебек ОВ морского типа (тип И). Зрелость кампанских ОВ очень низка (%Ro < 0.6%), что подтверждается и хроматографией экстрактов пород. Несмотря на очень хороший УВ потенциал (S2), низкая зрелость предполагает плохие перспективы кампанских материнских пород.

Маастрихтские материнские породы: Маастрихтские осадки характери- зуются хорошим Сорг от 1 до 3%, за исключением скв. Западный Ассини-1х, где среднее Copr=0.85%. S2 от 2 до 15 кг УВ/т породы в западной части окраины Абиджана и плохое (от 1.5 до 3.5 кг УВ/т породы) в восточной части. ОВ смешанное континентальное и морское, частично выветреное. В большинстве скважин доминирует морское вещество.

Маастрихтские материнские породы на окраине Абиджана являются незрелыми и мало перспективны для генерации УВ.

Третичные материнские породы: от миоцена до палеоцена, осадки характери- зуются высоким Сорг > 0.5% и часто до 1-2% (скв. Kl-lx, Dt-lx, Мафиа-1). S2 от 2 до 15 кг У В/т породы (скв. Мафиа-1 и К1-1х), за исключением окрестности "Trou Sans Fond" (Dl-lx, DI-3x). Тип OB разный: смесь II и III с доминированием последнего (большая часть случаев), один II или один III. Степень зрелости третичних материнских пород низкая (Ro < 0.52%) и соответственно перспективы генерации ограничены.

Как показывает моделирование, зрелость ОВ пород верхного мела и более молодых очень низка, соответственно низки и их генерационные свойства. Поэтому ниже мы ограничимся рассмотрением генерационных свойств пород нижнего мела и сеномана.

Исходный потенциал генерации УВ (на г Сорг) HI = S2/Copr менялся в пределах от 333 до 635 мг УВ/г Сорг. Для трёх скважин изучаемого района, Dl-2x, IVCO-2 и IVCO-12 остаточный потенциал был равен 156.6, 90.9 и 27.4 для альбских пород на глубинах 770-960, 2400-3170 и 2390-2950 м, соответственно. Эти значения явно ниже среднего Н1=480 мг УВ/г Сорг из приведённых выше пределов.

Органическое вещество (ОВ) альбских отложений представлено смесью континентального керогена типа III и морского керогена типа II в большинстве скважин. Исходный потенциал генерации УВ Н1=263.6 мг УВ/г Сорг близок к потенциалу смеси 50% керогена типа И с исходным Н1=377 мг УВ/г Сорг и 50% керогена типа 111 с исходным HI—160 мг УВ/г Сорг.

Бассейн Кот д'Ивуар в районе скв. 1VCO-2 характеризуется глубоким положением поверхности фундамента около 8 км. Как результат, породы в основании современной толщи бассейна на рассматриваемой площади достигли высокого уровня катагенеза (Ro > 2.5%) и находятся в пределах «окна» генерации сухого газа. Жидкие УВ, не сумевшие эмигрировать из пласта в горизонты с более умеренными температурами, полностью разложились на кокс и газ под действием процессов вторичного крекинга уже к концу нижнего мела и в настоящее время являются газогенерирующими. Температура этих пород превышала 180°С в предэрозионный период, опустилась примерно на 20°С в результате километровой эрозии и затем могла превышать 200°С. Процессы вторичного крекинга затронули частично и породы в кровле неокомской толщи с глубиной в современном разрезе около 5240 м. Однако, в отличие от пород в основании неокомской толщи (возрасть около 144 млн. лет), породы её кровли (возраст около 125 млн лет) способны генерировать нефть и в настоящее время. На площадях в районе скважин D1-2X, и IVCO-4 с более умеренными амплитудами погружения бассейна процессы вторичного крекинга также проявились лишь частично и на этих площадях. Так же, как и

в районе скв. IVCO-12, породы неокома, составляющие нижний ярус рифтового комплекса, являются в основном нефтегенерирующими в течение основной части кайнозойского периода.

Характерной чертой истории генерации УВ на изучаемых площадях бассейна Кот д'Ивуар является заметное снижение степени реализации потенциала генерации УВ породами в кровле апта, в альбе и в более молодых последовательностях, расположенных на глубинах выше 3500 м в современном разрезе по сравнению с породами апта и неокома. Реализация их потенциала в настоящее время не превышает 14%.

Породы кровли альба контактируют в современном разрезе с породами основания сеномана на глубинах 2400 - 2600 м. Степень созревания ОВ этих пород не превышает Ro=0.65%, что согласуется с данными геохимического анализа соответствующих пород (глава V). Степень реализации потенциала генерации УВ этими породами не превышает 6%. Характерно, что километровая эрозия привела к скачку в современном распределении отражательной способности витринита с глубиной, %Ro (z), не превышающему 0.01%. Причины контраста большой амплитуды эрозии и незначительного скачка в современном распределении %Ro(z) подробно анализируются в работе (Makhous and Galushkin, 2003) на примере бассейнов Алжирской Сахары. Различие в объёмах УВ, генерированных породами альба и сеномана связано в основном с разницей в типе ОВ рассматриваемых свит. Содержание ОВ пород сеномана меняется в пределах от 1 до 1.5%, тогда как значение S2 составляет от 2 до 50. В целом значения отличались большим разнообразием. В расчётах мы использовали кинетический спектр для генерации УВ породами сеномана, с исходным потенциалом генерации УВ, равным Н1=385.05 мг УВ/г Сорг, полученным на основании обработки данных экспериментального пиролиза в установке типа Rock-Eval.

Здесь отметим, что из четырёх рассмотренных площадей порог эмиграции жидких УВ согласно результатам моделирования достигался лишь для пород нижнего и среднего неокома в самом мощном из разрезов -осадочном разрезе скв. IVCO-2. Однако это не означает отсутствие эмиграции для остальных горизонтов нижнего мела. Дело в том, что принцип, использованный нами для определения времени начала эмиграции - достижение нефтенасыщенностью (доли объёма пор, занятого нефтью) значений 20% и выше, - не является универсальным. В частности, используется и значение пороговой нефтенасыщенности S= 15%. Можно отметить также повышенную вероятность достижения порога первичной эмиграции для пород, подверженных (хотя бы частично) вторичному крекингу, так как выделение газа, формирующегося при разложении нефти, приводит к заметному увеличению давления в порах и стимулирует начало образования микротрещин.

Основные выводы

— Район Кот д'Ивуар - Гана является типичной трансформной окраиной, сформированной в ранне-меловое время при постепенном раскрытии Южной Атлантики. Он занимает северную половину Гвинейского залива и включает три бассейна (Сьерра Леоне - Либерия, Кот д'Ивуар - Гана и Бенин).Формирование бассейнов делится на 3 основных стадии: дорифтовая, синрифтовая и пострифтовая. Из осадков дорифтовой стадии развития бассейнов известны отложения ордовика, девона, карбона, перми и триаса.

Из осадков синрифтовой стадии развития бассейнов известны отложения неокома, баррема, апта и альба. Из осадков пострифтовой стадии развития бассейнов известны отложения от постальбских до третичных.

— Скважины 1УСО-2 и 01-2Х наиболее удалены от береговой линии и характеризуются максимальной мощностью осадочного покрова (8 и 6 км, соответственно). В скважинах 1УСО-4 и 12 мощность составляет 5.5 и 5

• км, соответственно. На всех площадях хорошо выражен этап эрозии, соответствующий эрозионному несогласию, отделяющему рифтовый этап развития бассейна от пострифтового. Рифтовый этап характеризуется максимальными скоростями отложения осадков до 330м / млн.лет, а кайнозойский период - минимальными.

— Коллекторские толщи в пределах бассейна Кот д'Ивуар приурочены к отложениям от Маастрихта до альба включительно. В разрезе третичных отложений песчаные слои отсутствуют везде, кроме береговых площадей. Все коллекторские толщи, встреченные в бассейне, кремнисто-обломочного (зШаЫазис) типа обычно с глинистым или карбонатным цементом.

Значение пористости и проницаемости коллекторов лучше на севере бассейна чем на юге и они более эффективны в сеномане и турон-нижнем сеноне. Средние значения пористости 20-25% и проницаемости 25-100 миллидарси - 1-2 дарси.

— Исследования показали, что ОВ пород позднего альба находится, как правило, на ранней стадии зрелости и характеризуются измеренными значениями %Яо от 0.5 до 0.8% , в то время как ОВ среднего альба - более зрелое с измеренными %Ио от 0.7 до 1.3%. ОВ апт-барремских толщ характеризуется значениями Яо от 0.70 до 1.30%. То есть в настоящий момент эти породы являются в основном нефтегенерирующими. В то же время породы неокомского комплекса в районе скв. 1УСО-2 находятся в зоне генерации жирного и сухого газа, в районе остальных трёх скважин в основном в пределах зоны генерации жидких УВ.

— По условиям созревания ОВ основные перспективы формирования месторождений жидких и газовых У В в бассейне Кот д'Ивуар могут быть связаны только с материнскими породами рифтового комплекса. Заметная генерация жидких УВ в основании этого комплекса могла начаться ещё в альбе, а для площади 1УСО-2 даже раньше. Поэтому внимание следует

уделить вопросу формирования резервуаров, ловушек и покрышек в породах верхнего мела и кайнозоя, проследив пути миграции к ним жидких и газовых УВ от материнских пород рифтового комплекса.

— Из четырёх рассмотренных площадей порог эмиграции жидких УВ согласно результатам моделирования достигался лишь для пород нижнего и среднего неокома в самом мощном из разрезов - осадочном разрезе скв. 1УСО-2. Однако, это не означает отсутствие эмиграции для остальных горизонтов нижнего мела. Дело в том, что принцип, использованный нами для определения времени начала эмиграции -достижение нефтенасыщенностью (доли объёма пор, занятого нефтью) значений 20% и выше - не является универсальным. В частности, в ряде исследований, используется значение пороговой нефтенасыщенности 15%. Можно отметить также повышенную вероятность достижения порога первичной эмиграции для пород, подверженных (хотя бы частично) вторичному крекингу, так как выделение газа, формирующегося при разложении нефти, приводит к заметному увеличению давления в порах и стимулирует начало образования микротрешин.

— Моделирование генерационных свойств пород бассейна Кот д'Ивуар на изучаемой площади показало, что породы, находящиеся в современном разрезе в интервале глубин от 3000 до 6500 м, по достигнутой степени катагенеза своего ОВ являются потенциальными нефтегенерирующими породами и могли принимать участие в формировании нефтяных месторождений. Для разных площадей в пределах бассейна Кот д'Ивуар такими породами могли быть породы среднего и нижнего альба, а также меловые осадки более старшего возраста, включая верхний и средний неоком, а на ряде площадей (1УСО-4, 12 и 01-2Х) и весь неоком.

— Породы, располагающиеся на глубинах ниже 6500 - 7000 м в настоящее время являются газогенерирующими. Это не значит, однако, что они не могли принимать участие в формировании современных месторождений жидких УВ. Вторичный крекинг жидких УВ заметно повышает вероятность процесса микрорастрескивания материнских пород и эмиграции не только газа, но и жидких УВ в более высокие горизонты осадочного покрова с последующей аккумуляцией их в подходящих структурах. В свете этого представляется перспективным поиск резервуаров и экранирующих тел в породах апта и альба с учётом возможного «перемещения» месторождений в пределы более молодых горизонтов при последующей тектонической реактивизации района. ОВ пород баррема, апта, нижнего и среднего альба могло бы участвовать в формировании месторождений в таких породах.

— В принципе, тектоническая раздробленность района и мозаичность его литологического состава не способствуют длинным путям миграции и можно предположить, что большинство месторождений должны формироваться недалеко от пластов генерирующих пород. В этом случае глубинно-фазовая зональность месторождений должна быть близкой к полученной в ходе нашего моделирования: нефтяные скопления ожидаются

на глубинах от 6000 м и выше, а газовые - глубже 6500 м. Но наряду с такой зональностью необходимо учитывать тот факт, что ОВ рифтового комплекса содержит п своём составе около 50% континентального ОВ типа III и поэтому на всех уровнях зрелости с Яо > 0.75% оно наряду с нефтью будет генерировать до 30% газа.

— Вероятность встретить газовое месторождение на «нефтяных» глубинах довольно высока. В то же время, если осадочная толща на исследуемой площади по сейсмическим данным относительно слабо затронута процессом тектонического раздробления, то здесь возможны и более длинные "пути миграции, приводящие к формированию месторождений, относительно удалённых от материнских толщ и располагающихся в пределах более молодых отложений, с низкой степенью зрелости ОВ и незначительной степенью реализации потенциала генерации УВ. В любом случае необходима детальная (желательно трёхмерная) сейсмическая съёмка изучаемой площади, чтобы выявить объекты, предпочтительные для бурения на нефть и газ.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1. Диангоне Б.Т.Э. Численное восстановление истории погружения бассейна Кот д'Ивуар. Доклад на 11-ой межвузовской молодёжной научно-практической конференции «ГЕОПЕРСПЕКТИВА 2008». -Москва, 2008. С.28-29.

2. Диангоне Б.Т.Э. Определение нефтегазоносности бассейна Кот д'Ивуар на основе анализа геохронотермобарических условий нефтегазообразования. "НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО" январь 2009 г. С.27-29.

Подписано в печать 03 Формат 60x90/16 Бумага офсетная. Печать офсетная .Уел . п. л. Тираж 100 экз. Заказ № 1%>0

Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект,65 Тел.(495) 930-93-49

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Диангоне Би Тизие Эрик

Введение.

Глава 1. Геологическое строение и история развития региона.

1.1 Характерные черты современного строения бассейна Кот д'Ивуар.

1.2 Геотектоническая обстановка зарождения и развития бассейна.

1.3. Литостратиграфия.

1.3.1 «шрифтовые отложения.

1.3.2 Пост-рифтовые отложения.

Глава 2. Коллекторские толщи в разрезе осадочного чехла.

2-1. Альбские коллекторы.

2.2. Сеноманские коллекторы.

2.3. Туронские - нижние сенонские коллекторы.

2.4. Маастрихтские коллекторы.

Глава 3. Нефтегазоносность бассейна Кот д'Ивуар.

Глава 4. История погружения и эволюция геотермического режима бассейна Кот д'Ивуар.

4.1 Исходная информация для моделирования температурно- временной эволюции бассейна.

4.2 Анализ термобарических условий формирования осадочного чехла.

4.2.1 Численное восстановление истории погружения бассейна. 4.2.2 Расчёт изменения термического режима литосферы в течение истории погружения бассейна Кот д'Ивуар.

Глава 5. Изменение степени катагенеза органического вещества осадочных пород бассейна Кот д'Ивуар.

5.1 Отражательная способность витринита как метод оценки степени созревания органического вещества осадочной толщи бассейна.

5.2 Численные методы определения отражательной способности витринита.

5.3 Изменение степени катагенеза ОВ в процессе погружения пород бассейна Кот д'Ивуар.

Глава 6. Реализация нефтегазогенерационного потенциала бассейна

6.1 Расчет объёма и скоростей генерации углеводородов.

6.2 Нефтегазоматеринские толщи в разрезе осадочного чехла и их генерационные характеристики.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-геохимические и термобарические условия нефтегазоносности бассейна Кот д`Ивуар"

Для успешного осуществления дальнейших поисково -разведочных работ требуется комплексный анализ полученных результатов, проведение дополнительных научных исследований, обеспечивающих освоение нефтегазовых ресурсов в ближайший перспективе.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

4. Анализ степени преобразованности органического вещества пород по отражательной способности витринита, выделение в разрезе возможных нефтегазоматеринских толщ, определение степени реализации их нефтегазогенерационного потенциала.

Научная новизна.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Основные нефтегазоматеринские толщи бассейна Кот д'Ивуар связаны с породами рифтового комплекса: отложениями неокома, баррема, апта и раннего альба. Содержание Сорг в них меняется от 0,6 до 2,6%. Кероген смешанного типа (ИДИ). Степень зрелости ОВ характеризуется значениями %Ro от 0,7 до 1,3.

Практическая ценность работы.

Фактический материал

Структура и объём работ

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Диангоне Би Тизие Эрик

Заключение

Район Кот д'Ивуар - Гана является типичной трансформной окраиной, сформированной в ранне-меловое время при постепенном раскрытии Южной Атлантики. Он занимает северную половину Гвинейского залива и включает три бассейна (Сьерра Леоне - Либерия, Кот д'Ивуар - Гана и Бенин).Формирование бассейнов делится на 3 основных стадии: дорифтовая, синрифтовая и пострифтовая.

Из осадков дорифтовой стадии развития бассейнов известны отложения ордовика, девона, карбона, перми и триаса.Из осадков синрифтовой стадии развития бассейнов известны отложения неокома, баррема, апта и альба. Из осадков пострифтовой стадии развития бассейнов известны отложения от постальбских до третичных.

Скважины IVCO-2 и D1-2X наиболее удалены от береговой линии и характеризуются максимальной мощностью осадочного покрова (8 и 6 км, соответственно). В скважинах IVCO-4 и 12 мощность составляет 5.5 и 5 км, соответственно. На всех площадях хорошо выражен этап эрозии, соответствующий эрозионному несогласию, отделяющему рифтовый этап развития бассейна от пострифтового. Рифтовый этап характеризуется максимальными скоростями отложения осадков до 330м / млн.лет, а кайнозойский период - минимальными.

Коллекторские толщи в пределах бассейна Кот д'Ивуар приурочены к отложениям от Маастрихта до альба включительно. В разрезе третичных отложений песчаные слои отсутствуют везде, кроме береговых площадей. Все коллекторские толщи, встреченные в бассейне, кремнисто-обломочного (siliciclastic) типа обычно с глинистым или карбонатным цементом.

Исследования показали, что ОВ пород позднего альба находится, как правило, на ранней стадии зрелости и характеризуются измеренными значениями %Ro от 0.5 до 0.8% , в то время как ОВ среднего альба - более зрелое с измеренными %Ro от 0.7 до 1.3%. ОВ апт-барремских толщ характеризуется значениями Ro от 0.70 до 1.30%. То есть в настоящий момент эти породы являются в основном нефтегенерирующими. В то же время породы неокомского комплекса в районе скв. IVCO-2 находятся в зоне генерации жирного и сухого газа, в районе остальных трёх скважин в основном в пределах зоны генерации жидких УВ.

По условиям созревания ОВ основные перспективы формирования месторождений жидких и газовых УВ в бассейне Кот д'Ивуар могут быть связаны только с материнскими породами рифтового комплекса. Заметная генерация жидких УВ в основании этого комплекса могла начаться ещё в альбе, а для площади IVCO-2 даже раньше. Поэтому внимание следует уделить вопросу формирования резервуаров, ловушек и покрышек в породах верхнего мела и кайнозоя, проследив пути миграции к ним жидких и газовых УВ от материнских пород рифтового комплекса.

Из четырёх рассмотренных площадей порог эмиграции жидких УВ согласно результатам моделирования достигался лишь для пород нижнего и среднего неокома в самом мощном из разрезов - осадочном разрезе скв. IVCO

2. Однако, это не означает отсутствие эмиграции для остальных горизонтов нижнего мела. Дело в том, что принцип, использованный нами для определения времени начала эмиграции - достижение нефтенасыщенностыо доли объёма пор, занятого нефтью) значений 20% и выше - не является универсальным. В частности, в ряде исследований, используется значение

ИЗ пороговой нефтенасыщенности S= 15%. Можно отметить также повышенную вероятность достижения порога первичной эмиграции для пород, подверженных (хотя бы частично) вторичному крекингу, так как выделение газа, формирующегося при разложении нефти, приводит к заметному увеличению давления в порах и стимулирует начало образования микротрещин.

Моделирование генерационных свойств пород бассейна Кот д'Ивуар на изучаемой площади показало, что породы, находящиеся в современном разрезе в интервале глубин от 3000 до 6500 м, по достигнутой степени катагенеза своего ОВ являются потенциальными нефтегенерирующими породами и могли принимать участие в формировании нефтяных месторождений. Для разных площадей в пределах бассейна Кот д'Ивуар такими породами могли быть породы среднего и нижнего альба, а также меловые осадки более старшего возраста, включая верхний и средний неоком, а на ряде площадей (IVCO-4, 12 и D1-2X) и весь неоком.

Породы, располагающиеся на глубинах ниже 6500 - 7000 м в настоящее время являются газогенерирующими. Это не значит, однако, что они не могли принимать участие в формировании современных месторождений жидких УВ. Вторичный крекинг жидких УВ заметно повышает вероятность процесса микрорастрескивания материнских пород и эмиграции не только газа, но и жидких УВ в более высокие горизонты осадочного покрова с последующей аккумуляцией их в подходящих структурах. В свете этого представляется перспективным поиск резервуаров и экранирующих тел в породах апта и альба с учётом возможного «перемещения» месторождений в пределы более молодых горизонтов при последующей тектонической реакгивизации района. ОВ пород баррема, апта, нижнего и среднего альба могло бы участвовать в формировании месторождений в таких породах.

В принципе, тектоническая раздробленность района и мозаичность его литологического состава не способствуют длинным путям миграции и можно предположить, что большинство месторождений должны формироваться

114 недалеко от пластов генерирующих пород. В этом случае глубинно-фазовая зональность месторождений должна быть близкой к полученной в ходе нашего моделирования: нефтяные скопления ожидаются на глубинах от 6000 м и выше, а газовые - глубже 6500 м. Но наряду с такой зональностью необходимо учитывать тот факт, что ОВ рифтового комплекса содержит в своём составе около 50% континентального ОВ типа III и поэтому на всех уровнях зрелости с Ro > 0.75% оно наряду с нефтью будет генерировать до 30% газа.

Вероятность встретить газовое месторождение на «нефтяных» глубинах довольно высока. В то же время, если осадочная толща на исследуемой площади по сейсмическим данным относительно слабо затронута процессом тектонического раздробления, то здесь возможны и более длинные пути миграции, приводящие к формированию месторождений, относительно удалённых от материнских толщ и располагающихся в пределах более молодых отложений, с низкой степенью зрелости ОВ и незначительной степенью реализации потенциала генерации УВ. В любом случае необходима детальная (желательно трёхмерная) сейсмическая съёмка изучаемой площади, чтобы выявить объекты, предпочтительные для бурения на нефть и газ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Диангоне Би Тизие Эрик, Москва

1. СОТЕ D'lVO1.E PETROLEUM EVALUATION TEXT, 1990

2. Галушкин Ю.И., 1990. Температурные условия и положение зон генерации углеводородоЕ процессе развития осадочных бассейнов: описание метода и программы расчета "Жизнь ; М. Изд. МГУ. с. 102108.

3. Burrus J, Andebert F. 1990, Thermal and compaction processes in a young rifted basin containii evaporites: gulf of Lions, France. AAPG Bull.v 74, N 9, p 1420-1440.

4. Deming, D., and D.S.Chapman, 1989, Thermal histories and hydrocarbon generation: Example Utah-Wyoming thrust belt: AAPG Bull., v.73, N.12, p.1455-1471.

5. Edwards R.A., Whirmarsh R.B., Scrutton R.A., 1997. Synthesis of the crustal structure of the tra continental margin off Ghana, northern Gulf of Guinea. Geo-Marine Letters, v. 17, p. 12-20.

6. Espitalie, J., P.Ungerer, I. Irvin, and E.Marquis, 1988. Primary cracking of kerogens. Experimei modelling CI, C2-C5, C6-C15 classes of hydrocarbons formed: Org.Geochemistry, v. 13, N.4-( 899.

7. Forbes, P.L., Ungerer P.M., Kuhfuss A.B., Riis F. and Eggeus, 1991, Compositional modelling < petroleum generation and expulsion: trial application to a local mass balance in the Smrbuklsr Fi Haltenbanken area, Norway, AAPG bull, v.75, N5, pp.873-893.

8. Forsyth, D.W. and F.Press, 1971, Geophysical tests of petrological models of the spreading lithe J.Geophys.Res., v.76, p.7963-7972.

9. Makhous M., Galushkin Yu.I. and N.V. Lopatin., 1997. Burial history and kinetic modelling of hydrocarbon generation. Part I: The GALO Model. AAPG Bull., v.81, n.10, p. 1660-1678.

10. Makhous M., Galushkin Yu.I. and N.V. Lopatin., 1997. Burial history and kinetic modelling of hydrocarbon generation. Part II: Application of the Model to Saharan Basins // AAPG Bull. v.81,n,10, p. 1679-1699.

11. Makhous M. and Yu.I. Galushkin, 2003. Burial History and Thermal Evolution of thi Lithosphere of the Northern and Eastern Saharan Basins. American Association Petroleun Geologists Bulletin, v. 87, n. 10, p. p. 1623-1651.

12. Makhous M. and Galushkin Y. Basin analysis and modeling of the burial, thermal am maturation histories in sedimentary basins. Paris, Editions TECHNIP, 2005, 380 pp.

13. Nielsen, S.B., Balling N., 1990, Subsidence, heat flow, and hydrocarbon generation in extensior First break, v 8, N 1, p.23-31.

14. Nyblade A.A., I.S. Suleiman, R.F. Roy, R. Pursell, A.S. Suleiman, D.L. Doser, and G.R. Keller, Terrestrial heat flow in the Sirt Basin, Libya, and the pattern of heat flow across northern Africa of geophys. Res., v. 101, n. В8, p. 17,736-17,746.

15. Perrier, В., and J.Quiblier, 1974, Thickness changes in sedimentary layers during compaction hi methods for quantitative evaluation, AAPG Bull., v.58, N.3, p.507-520.

16. Person M. and G. Garven. 1992. Hydrologic constraints on petroleum generation withincontinei basins: theory and application to the Rhine Graben. AAPG Bull.v.76, N 4, p.468-488.

17. Sage F, Pontoise В., Mascle J., Basile C, Arnould L., 1997.C rustal structure and ocean-continent transition at marginal ridge: the Cote d'lvoire Ghana marginal ridge. Geo-Marine Letters, v. 17, p. 40-48.

18. Schatz J.F. and Simmons G., 1972. Thermal conductivity of Earth materials at high temperatures. J. geophys. Res., v. 77, n. 35, p. 6966-6983.

19. Sclater, J.G., and P.A.F.Christie, 1980, Continental stretching: an explanation of the Post-Midcretaceous subsidence of the central North sea basin: J.Geophys.Res., v. 85, N. B7, p.3711-3739.

20. Tissot, B.P.,and J.Espitalie, 1975, devolution thermique de la matiere organique des sediments applications d'une simulation mathematique: Revue de l'lnstitut Franccais du Petrole, v.30, p.743-777

21. Tissot, B.P., R.Pelet, and P.Ungerer, 1987, Thermal history of sedimentary basins, maturation indices, and kinetics of oil and gas generation: AAPG Bull., v.71, N.12, p. 1445-1466.

22. Tissot В., Demaison G., Masson P., Delteil J.R. & Combaz A., 1980: Paleoenvironment and petroleum potential of Middle Cretaceous black shales in Atlantic basins. AAPG 64(12), pp. 2051-2063

23. Ungerer, Ph., 1990, State of the art of research in kinetic modelling of oil formation and expulsion: Org.Geochemistry, v. 16, N.l-3, p. 1-27.

24. Ungerer, Ph., I.Burrus, B.Doligez, P.Chenet, and F.Bessis—1990, Basin evolution by integrated two-dimensional modelling of heat transfer, fluid flow, hydrocarbon generation, and migration: AAPG Bull., v.74,N.3,p.309-335.

25. Ungerer Ph., 1993. Modeling of petroleum generation and migration. In: (M.L. Bordenave, ed.) Applied Petroleum Geochemistry, Technip, Paris, p. 397-442.

26. Wyllie, P.J., 1979, Magmas and volatile components: Am.Mineral, v.64, p.469-500.

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

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

29. Ермолкин В.И., Бакиров Э.А., Сорокова Е.И., Голованова С.И., Самсонов Ю.В. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочных толщах земной коры. М.: Недра, 1998, 319 с.

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

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

32. Несмеянов Д.В., Основы геологии нефти и газа М.: Из-во УДН, 1990, 75 с

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

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

35. Справочник. Нефти и газы месторождений зарубежных стран. — М.: Недра, 1977. 327 с.

36. Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988 - 679 е.: ил.

37. Алексеев М.Н., Голоднюк Т.Н., Русско-английскийгеологический словарь. М.: Руссо, 1998 - 592 с.

38. Technical dictionary of terms used in the petroleum industry. F. 1963

39. Alain Foucault, Raoult J-F. Dictionnaire de geologie. F 2000.

40. Сорокова Е.И., Бурцев М.И., Кочофа А.Г. Фазовая зональность углеводородов Нижнеконголезской впадины (республика Ангола).// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2002 №10. - с.47-55.

41. Теоретические основы поисков и разведки скоплений нефти и газа. / под ред. А.А. Бакирова, Э.А. Бакиров, B.C. Мелик-Пашаев и др. М.: Высшая школа, 1987.

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

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

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

45. Burke К. 1976: Development of graben associated with the initial ruptures of the Atlantic Ocean. Tectonophysics, v36, pp. 93-112

46. Delteil J., Valey P., Montadert L., Fondeur P., Patriat P. & Mascle J., 1974: Continental margin in the northern part of Gulf of Guinea. In.: C.A. Burk & C.L. Drake (eds): The geology of continental margins. Springer, Berlin, pp.297-311

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

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

49. Klemme H.D., 1980: Petroleum basins classification and characteristics. Journal of Petroleum Geology, v.3, pp. 187-207.

50. Rodgers D.A., 1980: Analysis of pull-apart basin development produced by echelon strike-slip faults. In: P.F. Ballance & H.G. Reading (eds.): Sedimintation in oblique-slip mobile zones. Spec. Publ. Int. Ass. Sediment., 4, pp. 27-41

51. Джафаров И.С., Керимов В.Ю., Шельф, его изучение и значение для поисков и разведки скоплений нефти и газа. -СПб: Недра,2005.- 384 с.

52. Мстиславская Л.П., Филиппов В.П. Геология, поиски и разведка нефти и газа. М.: 2005.с.

53. Хайн Норман Дж., Геология, зазведка, бурение и добыча нефти. — М.: «Олимп Бизнес» 2004. 752 с. Стр. 1-244

54. Соколовский А.К., Заузолков В.Ф., Проблемы и методы изучения геологического строения и полезных ископаемых шельфа. Геология и геофизика. М.: Недра 2004. - 691 с.

Информация о работе

Диангоне Би Тизие Эрик
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2009
ВАК 25.00.12

Диссертация

Геолого-геохимические и термобарические условия нефтегазоносности бассейна Кот д`Ивуар - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы