НГБ Африка
.docxНефтегазогеологическая провинция рифтовой системы эпиплатформенного орогена Восточной Африки.
Провиция объединяет семь бассейнов. Два северных бассейна связаны с рифтами Суэцкого залива и Красного моря,остальные с рифтогенными грабенами,большая часть которых занята водами крупных озер.
Бассейн Суэцкого залива промыленно нефтегазоносен.(к 90 –м годам открыто более 40 месторождений), в бассейне Красного моря известно два газоконденсатных тместорождения. Остальные бассейны рассматриваются как возможно нефтегазоносные.
НГБ Суэцкого залива представляет собой асимметричный грабен, в северной части более крутой западный борт, а в южной-восточный. Длина грабена 325км, ширина до 75км. Ограничением бассейна служат выходы на поверхность пород докембрийского фундамента. В осадочном чехле выделяются три структурных этажа. Нижний (девонско-нижнекаменноугольный)этаж сложен терригенными породами можьностью 750-800м. Средний (мел-палеогеновый)этаж сложен терригенными и карбонатными породами мощностью до 2км. Верхний (миоцен-плиоценовый)этаж в нижнем части сложен карбонатно-терригенной толщей. Тортонский ярус миоцена представлен ангидритами, солями с прослоями ангидритов мощностью до 2,5 км. Верхняя (плиоценовая) часть этажа сложена в основном терригенными породами с прослоями ангидритов мощностью до 1,5 км. Общая мощность верхнего этажа достигает 6 км.
Нефтегазоносность бассейна установлена в 1908г. В последующие годы (до 90-х годов) открыто более 40 месторождений. В разрезе установлено 18 продуктивных горизонтов от карбона до миоцена, наиболее крупные залежи выявлены в коллекторах миоцена. Большая часть месторождений связана с небольшими по размеру, нарушенными локальными поднятиями с амплитудой 100-200м. Наиболее распространены залежи тектонически экранированные, в меньшей cтепени-пластовые сводовые и литологически ограниченные. Зоны нГн формируются чаще всего вдоль бортовых разломов. На долю крупных месторождений бассейна (Белаим, Рамадан, Джулай, Эль-Морган) приходится около 80% разведанных запасов нефти.
Месторождение Эль-Морган открыто в 1965 г в акватории Суэцкого залива. В разрезе выявлено 11 залежей. Извлекаемые запасы нефти составляли 174 млн.т, в акватории же открыты месторождения Джулай, Рамадан(Запасы 141млн.т) (Высоцк 1981г)
Нефтяное месторождение Белаим расположено на восточном берегу Суэцкого залива и представляет брахиантиклиналь, нарушенную сбросами, размером 6х4км и амплитудой 100м. Продуктивны 11 песчаных горизонтов миоцена. Залежи пластовые сводовые и тектонически экранированные. Запасы 55 млн.т.
Для месторождений Суэцкого залива характерны тяжелые нефти с плотностью более 0,920 г/см3 в палеозойских отложениях и с плотностью 0,858-0,920 г/см3 в мезозойских породах. Вэоценовых и миоценовых коллекторах нефти тяжелые, но с большим содержанием парафинов. (Высоцк 1990г).
Нефтегеологическая провинция западных периконтинентальных прогибов Африканской платформы (Приатлантическая окраина) включает семь бассейнов: на севере выявлен Западно_Марокканский бассейн(впадины Дуккала и Сус), в котором к 90-м годам известно пять месторождений с залежами в средней и верхней юре, южнее выделяется перспективный бассейн Аафон, южнее находится нг Сенегальский бассейн (два месторожднея с залежами в верхнем мелу и палеогене). Леоне-Либерийский бассейн расположен в приматериковой части Западной Африки и в акваториальных зонах Гвинеи, Сьерра Леоне и Либерии. Восточнее расположен НГБ Гвинейского залива, южнее последнего Кванза-Камерунский НГБ. Намибийский перспективный бассейн целиком располагается в акватории, примыкающей к Намибии и ЮАР. В пробуренных скважинах недалеко от устья р. Оранжевая получен приток газа из нижнемеловых песчаников.
В истории развития этих бассейнов дорифтовая стадия охватывает палеозойскую эру. Рифтовая стадия в северной части проявилась в течение перми-триаса, в южной- в поздней юре–неокоме. Заключительная периконтинентальная стадия началась с накопления соленосных пород позднего триаса-ранней юры на севере и апта-в южной части. Наиболее мощные кайнозойское осадконакопление характерно для дельт крупных рек, стекающих с континента.
НГБ Гвинейского залива важнейший бассейн Африки, по разведанным запасам газа-первое место среди НГБ Африки. К началу 90-х годов в бассейне было выявлено более 320 месторождений по запасам мелкие и средние.
Бассейн располагается в прибрежных районах Камеруна, Нигерии, Бенина, Того, Ганы, Кот-д'Ивуара и включает акваторию Гвинейского залива. Ограничением его с материковой стороны служат выходы, на поверхность докембрийских массивов. В океанической части граница проводится условно, на юго-востоке от смененного Кванза-Камерунского бассейна отделяется шовной зоной, выраженной в современной структуре в виде цепочки вулканических островов (Сан-Томе, Принсипи и др.) В современной структуре бассейна выделяются три впадины, разделенные приподнятыми зонами. Крайняя западная впадина Абиджанская имеет размеры 100х400км. Ширена наземной части 35км. Впадина резко асимметрична. Северный борт крутой, образован крупным разломом, протягивающимся вдоль береговой линии, южный-пологий, простирается до континентального склона. Осадочный чехол впадины слагается преимущественно терригенными породами внизу красноцветнами верхней юры-неокома, вверху морскими от апта до кайнозоя: песчаниками, глинами, мергелями, песками, реже известняками , в интервале турон-сенон развиты органогенные известняки. Суммарная мощность разреза в наиболее прогнутых части впадины 7км. Северная наземная часть впадины сложена преимущественно песчаниками мела и кайнозоя мощностью несколько сот метров.
Того-Дагомейская впадина расположена восточнее Абиджанской и отделена от нее разломом. Размеры ее 750х150км. Осадочное выполнение представлено в основном мезозойскими и кайнозойскими пордами. В отдельных блоках в основании разреза встречаются девонские отложения, сохранившиеся от предмезозойского размыва. Верхнеюрские-нижнемеловые континентальные отложения предлагаются только в наиболее погруженных частях впадины. Верхнемеловые терригенные с прослоями известняков имеют мощность до 1,5 км. Кайнозойские внизу карбонатные, вверху преимущественно терригенные имеют мощность 2км.
В восточной части бассейна расположена впадина дельты Нигера. Осадочный чехол ее образован тремя комплексами пород, разделенными несогласиями. Нижний комплекс (апт-сантонский) сложен в основном глинами с подчиненным значением песчаников и известняков мощьностью до 5 км. Средний комплекс (кампан-маастрихт-палеоценовый)сложен терригенными пордами с прослоями углей вверху. Мощность его 3км. Верхний (эоцен-антропогеновый) комплекс образуют дельтовые и прибрежно-морские отложения. В этом комплексе выделяются три свиты. Свита Аката(эоцен-антропоген) предсталена глинами с прослоями алевритов и линзами песчаников, сформировавшихся в мелководно-морских условиях. Мощность ее достигает 5-6км. Свите Агбада сложена чередующимися песчаниками и глинами мощностью до 3 км. Возраст свиты изменяется от эоцена-олигоцена на севере и северо-востоке до плиоцена- плейстоцена на юге и юго-западе. Среди пород, слагающих свиту, отмечаются линзообразные глинистые тела высотой до 1 км и диаметром до 4км. Образование последних связывается с выжиманием пластичных водонасыщенных глинистых толщ (гидровулканизм). Свита Бенин (олигоцен-антропоген) представлена в основном песчаниками.
Кайнозойский комплекс пород впадины дельты Нигера нарушен консидиментационными сбросами, которые простираются на десятки км параллельно конусу выноса реки. Сбросы, как и весь кайнозойский комплекс характеризуется региональным падением в сторону океана. Вдоль сбросов формируются локальные структуры, большая их часть приурочена к опущенным крыльям сбросов. Локальные структуры обычно небольшие-6-10км в длину и 3-5км в ширину. Характер строения локальных структур усложняется по мере приближения к фронту дельты за счет появления дополнительных сбросов. С глубиной свод локальных структур смещается в направлении падения сбросов.
На северо-востоке впадины дельты Нигера располагается зона поднятий Абакалики, сформировавшаеся в сантоне на месте трога, заполненного преимущественно глинистыми породами, в результате инверсии. К северо-западу от зоны поднятий выделяется впадина Анамбре, в строении которой участвуют отложения сантона-кампана.
Нефтегазоносность бассейна Гвинейского залива связана в основном с кайнозойскими отложениями и в меньшей спени с меловыми отложениями. Первые нефтепроявления при бурении были отмечены в 1953г, первые промышленные притоки получены в 1956г из кайнозойских отложений в дельте Нигера на площади Олоибири.
К 90-м годам в Абиджанской впадине открыты нефтяные, газонефтяные и газовые месторождения на шельфе. Продуктивны песчаники альбского яруса. В Того-Дагомейской впадине выявлены два нефтяных месторождения с залежами в верхнемеловых и нижнедевонских (Бонсю-Гана) песчаниках.
Основные же месторождения нефти и газа бассейна расположены в пределах впадины дельты Нигера , значительная их часть на шельфе ,в последние годы открыты месторождения нефти и газа в глубоководной части шельфа: к началу 90-х годов в бассейне из 313 месторождений было известно лишь 5 газовых месторождений, а общие начальные разведанные запасы нефти выросли до 5,0-5,1 млрд.т. По добыче нефти в год этот бассейн вместе с Кванза-Камерунским занимает ведущее место в Африке(более110млн.т. в 2008г).
Основные залежы во впадине дельты Нигера связаны с песчаниками свиты Агбада. Единичные залежи в свите Бении и Аката. Мощность продуктивных горизонтов 20-40 м. Месторождения многопластовые, залежи обычно пластовые сводовые и тектонически экранированные, встречаются литологически экранированные и литологически ограниченные. Коллекторы свиты Агбада характеризуются высокими ФЕС (пористость до 40%, проницаемость до 1-2 Дарси)
К наиболее крупным месторождениям суши относятся Дисон Крир (Начальные извлекамые запасы 109 млн.т.) на шельфе- Мерен (88млн.т.). Последнее приурочено к брахиантиклинали размером 12х6км, ограниченной двумя свросами. Мелкими нарушениями структура разбита на шесть блоков. Продуктивны 17 горизонтов песчаников свиты Агбада.
На северо-западе впадины дельты Нигера открыты два месторождения во впадине Аналебра с залежами в верхнем мелу.
Глубоководная часть Гвинейского залива в пределах бассейна перспективна для поисков новых месторождений.
Кванза-Камерунский нефтегазоносный бассейн расположен южнее бассейна Гвинейского залива и охватывает прибрежные и морские части Камеруна, Экваториальной Гвинеи, Габона, Конго, Заира и Анголы. Площадь его около 1 млн.км2, из которых 910 тыс.км2 приходится на акваторию Атлантического океана. На юге НГБ отделен от смежного Намибийского бассейна выступом кристаллическиз пород фундамента, на востоке ограничен выступом фундамента Шайю, на западе НГБ продолжается в акваторию, где включает шельф, континентальный склон и частично континентальное подножие.
В тектоническом отношении бассейн объединяет четыре впадины, разделенными поперечными поднятиями. На севере, занимая прибрежную часть Камеруна и Экваториальной Гвинеи, выделяется впадина Дуала. Осадочный чехол ее сложен мезозойско-кайнозойскими отложениями максимальной мощностью до 8 км на шельфе и континентальном склоне. Разрез начинается с континентальных, преимущественно терригенных отложений апт-сеноманского возраста, в апте в акватории развиты соленосные отложения апта. Вышележащий комплекс турон- верхнее эоценовый терригенный с известняками, преимущественно морской мощьность 3,5-4 км. Верхний комплекс олигоцен-миоценовый терригенный мощностью 500-600м. В региональном плане осадочный чехол впадины образует моноклиналь с падением на запад.
Первые притоки газа из сенонских песчаников были получены в 1955г. На шельфе выявлено газоконденсатное месторождение Санага-Сюд с залежами с сеномане. Позже были открыты месторождения на шельфе Камеруна, Экваториальной Гвинеи, которые ведут промышленную добычу нефти. (Терентьев С.А.2011г Экваториальная Гвинея более 17 млн.т в 2008-2009г).
Южнее располагается впадина Огове вдоль побережья Габона. Ее длина насуше 500км при максимальной ширине до 200 км. В осадочном чехле впадины выделяются три комплекса. Нижний подсолевой верхнеюрско- неокомский песчано-глинистый континентальный развит в восточной части впадины,где его мощьность около 3км. Соленосный комплекс средне-верхнеаптский сложен солями мощьностью 150-200м, всоляных диапирах до 1 км,Надсолевой комплекс несогласием разделен на две серии. Нижняя (альбско-эоценовая)сложена морскими песчано-глинистыми породами мощьностью 4-5км. Неоген-антропогеновые отложения сложены континентальными и прибрежно-морскими песчаниками, глинами с пачками карбонатных пород мощностью до 1500м.
Внутренняя структура впадины характеризуется развитием крупных горстов и грабенов, орентированных параллельно береговой линии. Наиболее крупный горст разделяет впадину на Восточно-Габонский и Центрально-Габонский прогибы. Западнее выделяется Западно-Габонский прогиб, ограниченный на западе поднятием Ангий, которая уже расположена на континентальном склоне.
Наличие соленосной толщи апта определило широкое развитие соляных диапиров и антиклиналей.
Первый промышленный приток нефти был получен в 1956г на соляном куполе Озури. В 1961- отрыто первое морское месторождение Ангий. К началу 90-х годов было открыто 39 нефтяных месторождений (Высоцкий 1990г). Основные продуктивные горизонты-кремнистые аргиллиты эоцена, песчаники верхнего мела и нижнегоапта. Запасы большинства месторождений не превышают 20 млн.т. дно из наиболее крупных месторождений Гронден находится на шельфе. Продуктивны песчаники маастрихта. Начальные запасы 30 млн.т (Высоцкий 1990г). Большая часть открытых месторождений до 90-х годов тяготеет к поднятию Ангий. В последующие годы в бассейне были открыты новые месторождения, что позволило Габону в 2008-2009 гг добывать более 10 млн.т нефти (Терентьев,2011г).
Южнее выделяется Нижнеканголезская впадина, которая включает прибрежные районы Конго, Заира и северной части Анголы. На докембрийском фундаменте лежит песчано-глинистая континентальная толща неокома-нижнего апта мощностью в акватории до 3км, в южном направлении сокращается до 700-1000м Средне-верхнеаптские отложения представлены соленой толщей. Мощьность ее в связи с соляной тектоникой резко меняется: обычно она составяет 50-800м. Надсолевая толща альб-сенонского и неогенового возраста представлена в нижней части карбонатными породами, в верхней-песчано-глинистыми отложениями. Максимальная мощьность до 2км на шельфе. Фундамент впадины погружается ступенчато в сторону океана до глубины 7-8км на шельфе и внутренней части континентального склона. Структура надсолевого этажа в значительной степени обусловлена соляной тектоникой. Выделяются четыре зоны с различными типами дислокаций. Для краевых частей впадины характерно спокойное ненарушенное залегание соли. Для шельфа характерны соляные купола образующие протяженные антиклинальные зоны. На континентальном склоне хорошо развиты диапиры.
К концу 80-х годов в Нижнеконголезской впадине выявлено около 60 преимущественно нефтяных месторождений. При этом наиболее активно работы поисково-разведочные здесь ведутся с 1963г. В 1966 г на шельфе Кабинды (анклав Анголы) выявлены крупные месторждения Малонго-Норт, Малонго-Сут. В 1969 г на шельфе Конго в северной части впадины обнаружено крупнейшее месторождение тяжелой нефти(0,923г/см3) Эмерод, преуроченные к куполовидной структуре размером 12х15 км. Продуктивны три песчаных горизонта сенона, залегающие в интервале глубин 190-540м с геологическими запасами в 250млн.т.
На месторождениях Малонго-Сут, Малонго-Норт расположенные в зоне Малонго продуктивны отложения неокома и сенона. Извлекаемые запасы зоны Малонго 216 млн.т.
В 1980 г открыто месторождение Такула, приуроченное к небольшой приразломной антиклинали. Продуктивны альбские песчаники. Извлекаемые запасы более 30 млн.т. Большая часть месторождений открытых к началу 90-х годов по запасам небольшие (1-5 млн.т) (Высоцкий,1990). Основная часть залежей на этих месторождениях приурочена к надсолевому комплексу(турон-сенон и альб-сеноман). Меньше залежей выявлено в подсолевых отложениях.
После 1990г значительная часть новых месторождений выявлена в ангольской части Нижнеконголезской впадины, в анклаве Кабинда (Коконго-Кабинда, Пакасса Блок-3, Кобо-Памби и др.) Здесь же открыты глубоководные месторождения Жирасоль, Далия. Более 65% добываемой нефти на акватории Анголы приходится на анклав Кабинды.
Крайняя южная впадина Кванза расположена на территории Анголы и прилегающей аквато. Длина ее на суше 315 км при максимальной ширине 170 км. В разрезе выделяется три комплекса начиная с неокома и до кайнозоя. От соседних впадин впадина Кванза отличается появлением соленосной толщи в альбе и преобладанием в надсолевой-аргелитов и алевролитов. В северной части впадины в грабенообразном прогибе отмечается мощная песчано-глинистая толща (до 3км) миоцена. Внутренняя структура впадины характеризуется широким развитием валов и прогибов субмеридионального простирания, отсутствием ярко выраженного диапиризма, наличием узких грабенов длиной до 100км, заполненных миоценовыми отложениями большой мощности.
К началу 1974 г во впадине Кванза выявлена 12 нефтяных и одно газовое месторождение. Продуктивны доаптские песчаники, известняки и доломиты апта, известняки верхнего альба, трещеноватые аргиллиты эоцена и песчаники миоцена. К настоящему времени во впадине Кванзе открыты новые месторждения в том числе и в акватории за которых в том числе в Анголе значительно выросли запасы и увеличилась добыча нефти.
В целом же Кванзе-Камерунский бассейн сегодня занимает ведущее место по добыче нефти срени бассейнов Африки. Основные страны по добыче Ангола, Габон, Экваториальная Гвинея(Терентьев2011г)
Провинция восточных периконтинентальных прогибов Африканской платформы (Прииндоокеанская окраина) включает четыре бассейна, заключенных в периконтинентальных прогибах, из которых в трех к началу 90-х годов выявлены месторождения углеводородов (Высоцкий 1990). Формирование этих бассейнов по сравнению с Приатлантическими относится к позднему карбону-ранней юре. В отличии от Приатлантической окраины переход от рифтовой к периконтинентальной стадии не сопровождался широким процессом накопления эвапоритов. Наибольшее прогибание в юрское время испытывают северные районы. В меловое время и в кайнозое продолжается прогибание прибрежной зоны и его центр постепенно смещается в зону современного шельфа и континентального склона Индийского океана.
Восточно-Африканский нефтегазоносный бассейн приурочен к Сомали-Джуба-Занзибарской впадине (впадинам) и расположен на территории Сомали, юга Эфиопии, Кении, Танзании и севера Мозамбика. Площадь бассейна 1,99 млн.км2. Западные части бассейна представляет невысокое плато, погружающееся на восток и переходящееся в прибрежную низменность. В пределах бассейна выделяется пять впадин: Огаден, Сомали, Ламу, Занзибар, Рувума.
Наиболее изученной является впадина Сомали, с которой связывают самостоятельный бассейн, имеющий изометричные очертания и размер 1200х1000 км. В него включают и западную часть Сомалийской глубоководной котловины. В пределах бассейна выделяют на западе Огаденскую, на северо-востоке Северо - Восточный Миджуртини впадины и Мудугский прогиб разделенные приподнятыми зонами. Разрез осадочного чехла начинается с перми-триаса, широко развиты юрские, меловые отложения с гипсами, ангидритами и доломитами, в нижнем мелу. Общая мощность пермско-мезозойских отложений 5,5км Кайнозойские породы в основном развиты в прибрежных районах мощностью до 2 км.
Локальные поднятия образуют антиклинальные зоны, параллельные береговой линии.
Систематические поиски нефти начаты в середине 40-х годов прошлого века. К 1990г выявлено несколько месторождений (Калуб, Сомали, Афеой). Продуктивны пермско-юрские и нижнемеловые отложения.
В занзибаре (Занзибарский бассейн) выявлено месторождение Сонго-Сонго с залежами в альбских отложениях.
Мозамбикский бассейн занимает одноименную прибрежную впадину площадью около 500 тыс км2. Мощность осадочного чехла до 8 км. Разрез начинается с терригенно-угленосной серии Карру (верхний карбон-триас) включает преимущественно песчано-глинистые отложения мела, эоцена и миоцена-плиоцена.
В региональном плане осадочные отложения образуют моноклиналь, в западной части осложненную узкими антиклинальными зонами субмеридиального простирания, а также грабенами, горстами. Нефтепоисковые работы начаты в 1948 г, к 1990 г выявлены газовые (Панде, Тимане) и газоконденсатные (Бузи) месторождения с залежами в верхнем мелу. В последние годы на шельфе Мозамбика открыто крупное газовое месторождение.
На о. Мадагаскар выделяются два самостоятельных бассейна6 на севере Маджунга, на юге Морондак. Занимают они береговую и акваториальную часть о. Мадагаскар. Разрез начинается с верхнего карбона и до кайнозоя. Наиболее широко развиты меловые отложения. К 1990г выявлены месторождения тяжелой нефти (Морондава) и битуминозных песчаников Бемуланга в триасе и нижней юре. Запасы геологические в последнем 2,6 млрд.т.(Терентьев,2011г)
Провинция Капской складчатой области включает два бассейна- Карру и Агульяс, из которых первый расположен на стыке докембрийской платформы и Капской складчатой области, а второй представляет собой тыловой прогиб, погруженный под воды океана.
Бассейн Агульяс (Южно-Капский) сложен мезозойскими и кайнозойскими отложениями мощьностью более 5 км. В 1969 г в заливе Плеттенберг на площади Агульяс получен промышленный приток газа с конденсатом из песчаников мела. В 1980г в зал. Мосселбей открыто газоконденсатное месторождение. В поледние годы у берегов Южной Африки открыты новые месторождения (нефтяные и газоконденсатные).ЮАР добывает более 9 млн.т нефти (Терентьев,2011г).
Бассейн Карру занимает центральную часть ЮАР и территорию Лесото. Разрез представлен мощной (более 7км) терригенной континентальной толщей (поздний карбон-нижняя юра), в разрезе которой отмечаются многочисленные газопроявленя.