“Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности осадочного бассейна Кот-дИвуар”

Во введении раскрывается актуальность выбранной темы, определены
цели и основные задачи исследования, сформированы научная новизна и основные защищаемые положения, показана практическая значимость работы.
В первой главе дана оценка степени изученности и развитие представлений о геологическом строении осадочного бассейна Кот-д’Ивуар. Изучение любого региона или бассейна начинается с анализа результатов ранее проведенных работ. С помощью такого анализа можно оценить степень изученности и потенциал данного бассейна. Кроме того, анализ позволяет понять или определить, какой комплекс исследования был или будет наиболее эффективным в данном регионе или в аналогичных зонах. Степень изученности осадочного бассейна на современном этапе представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 – Геолого-геофизическая изученность Бассейна Кот-д’Ивуар (Я.Д.Б Атсе, – 2019 г.)
Для рационального исследования изучаемого бассейна построили схемы проведенных работ. Это позволяет систематизировать и более эффективно анализировать имеющуюся информацию (рисунок 2).

Рисунок 2 – Схема выполнения основных ГГР бассейна Кот-д’Ивуар (Я.Д.Б Атсе, – 2019 г)
Продолжительность каждого этапа зависит от многих факторов. В первом подэтапе формируют и группируют первоначальную геологическую информацию каждого этапа. Существует тесная связь между подэтами 1 и 3. Повышение достоверности геологической модели и ее прогнозной способности возможно только на основании положительных результатов исследования предыдущего подэтапа и способствует переходу на следующий уровень. На этой стадии модели дополняются новыми данными для последующих подэтапов. При отрицательном результате можно сделать вывод о неадекватности модели и о применении неэффективных методов исследования и интерпретации.
Не примененные ранее в районе исследования, потенциальные методы и эффективные методы, использованные в аналогичных зонах, учитываются во втором подэтапе. Новые сведения о бассейне формируются после обработки всех данных, полученных из комплексных проведенных методов. Интерпретация новых данных и повторная интерпретация имеющихся, уже
использованных данных, проводится в период перехода к третьему подэтапу. Эти работы приводят к формированию этапной геологической модели.
На третьем подэтапе формируются и группируются результаты исследований и испытаний скважин.
По степени изученности данный бассейн находится на четвертом этапе.
В этой же главе представлены общие сведения о республике Кот- д’Ивуар, о геологическом строении фундамента и осадочного чехла, о бассейне Кот-д’Ивуар, об его этапах формирования и развития, лито- стратиграфической и тектонической особенности.
Осадочный чехол бассейна Кот-д’Ивуар формировался, начиная с позднего мезозоя (меловая система) по четвертичную систему. Бассейн представляет собой вытянутую линейную структуру и распространяется от административных границ Республики Либерия до Ганы.
В связи с регрессий моря, в настоящее время часть осадков находится на континенте, а другая под акваторией. Длина наземной части бассейна может достигать до 370 км, а ширина до 36 км.
Наземная часть бассейна, в свою очередь, делится на западную и восточную. Разрезы западной и восточной части отличаются тем, что на западе толщина осадков значительно меньше. Этот факт объясняется тем, что кровля фундамента погружается с запада на восток и с севера на юг. Толщина осадков в континентальной части не превышает 850 м, а под акваторией может достигать 14 км.
Согласно магнитным и сейсмическим данным, в восточной части толщина осадков достигает 12-13 км, а в западной – 6-8 км. Западная часть представлена узкими, линейно-вытянутыми структурами альбских и пост- альбских отложений меньшей мощности, которые контролируются разломами Сан-Паульской зоны. Интенсивность осадконакопления в восточной части объясняется тем, что бассейн развивается по нормальным к секущим разломам.
Развитие осадочного бассейна Кот-д’Ивуар связано с разделением суперконтинента Гондвана, раскрытием южной части Атлантического океана и отделением Африки от Южной Америки. Надо отметить, что этот процесс произошел на различных рифтовых этапах в поздней юре и раннем мелу (рисунок 3).
Рисунок 3 – Тектоно-стратиграфическая схема бассейна Кот-д’Ивуар-Гана (Греогор Дюваль и др., – 2018г.)
В начале мелового периода установлено появление первых трансформных движений в пределах западной части Африканского континента и южной Америки. Нижний отдел меловой системы отмечается активными тектоническими движениями, обусловленными формированием

сдвиговых зон. Поздне-аптский – нижне-альбский период знаменуется началом океанической аккреции. Раскол континента приурочен к позднему альбскому и раннему сеноманскому ярусам, что подтверждается наличием несогласия. Сантонское время является переходом от активной до пассивной континентальной окраины. Трансгрессивные движения сопровождали накопление осадков в морской среде. В миоцене происходило последнее поднятие, что привлекло к континентализации территории.
В бассейне прослеживаются и четко описываются три региональных перерыва в осадконакоплении, по которым выделяются основные циклы осадконакопления. Первый цикл сформировался в верхней части верхнего отдела меловой системы (аптский-альбский), второй цикл -сеноманский ярус, а третий цикл относится к концу верхнего мела и начала палеоцена.
Основными структурными элементами бассейна являются желобы “Мафия и Жаквиль”, южная и западная депрессии “Гран-Лау” и основные структурные поднятия: Ибекс, Еланд, Куду, Белие, Кебэк, Ассини, Фокстрот, Эспуар, Южный Гран-Лау, Южное Ромео и Ромео (рисунок 4).
Рисунок 4 – Тектонические элементы восточной части бассейна Кот-д’Ивуар (Я.Д.Б Атсе, – 2018 г., Модификация на основании работы Ж. Моррисон – 1999г.).

В целом, в бассейне Республики Кот-д’Ивуар было открыто 43 месторождения. Из них 6 уже разрабатываются, 12 – на стадии оценки, 24 – в ожидании дальнейших работ 1 – законсервировано в 2011г. (рисунок 5).
Рисунок 5 – Нефтегазоносность бассейна Республики Кот-д’Ивуар (Vioco Petroleum, –2014г.)
Залежи нефти и газа связаны, главным образом, с альбскими, сеноманскими, сенонскими и туронскими отложениями. Необходимо отметить, что большие открытия, сделанные в бассейне Тано в Гане (месторождение “Jubile”) показали, насколько бассейны Кот-д’Ивуар – Гана перспективны для развития поисково-разведочных работ. В общем, запасы бассейна Кот-д’Ивуар составляют около 300 миллионов баррелей нефти, 500 миллиардов м3 газа (2015г). Эти запасы составляют менее 40% всего бассейна, поскольку большая часть бассейна еще не разведана.
Большинство открытий были сделаны в центральной и восточной части бассейна. Но недавнее открытие у берега Сан – Педро на западе доказало, что

весь бассейн перспективен. В бассейне выявили наличие огромного количества глубокозалегающих зрелых горизонтов, способных генерировать углеводороды. В основном это глинистые сланцы альбского, аптского возраста (см. рисунок 5).
В Главе 2 показано влияние развития трансформных, пассивных, континентальных бассейнов на процесс формирования нефтегазоносных провинций. Недавние успехи разведочных работ в средней части склона Ганы и Кот-д’Ивуара вызвали интерес к тектоно-стратиграфической эволюции и углеводородному потенциалу экваториальной африканской окраины.
Бассейны вдоль этого края, особенно те, которые расположены у берегов Кот-д’Ивуар и Ганы, и, в частности, их глубоководные сектора, считаются плохо изученными из-за слабой разбуренности за пределами разломной зоны шельфа. Предыдущее исследование было основано на анализе грубой сетки 2D сейсмических линий, проложенных, в основном, через хребет Кот-д’Ивуар-Гану, в результате чего соседние бассейны слабо изучены (рисунок 6).
Рисунок 6 – Исследуемый блок (фиолетовый цвет) осадочного бассейна Кот-д’Ивуар. (Я.Д.Б. Атсе, – 2019г.)

За последние 25 лет был предложен ряд плитно-тектонических моделей южной части Атлантического океана, включая экваториальную африканскую окраину. Эти модели, в первую очередь, обусловлены возрастом морского дна, и основаны на распознавании магнитных аномалий. Из-за отсутствия магнитных аномалий в экваториально-магнитной «тихой зоне», были предложены различные модели для экваториальной африканской границы, что усиливает неопределенности, связанные с возрастом рифтообразования и распространения морского дна вдоль края.
В диссертационной работе представлена интерпретация высококачественной широкополосной 3D-сейсмической съемки, проведенная на практически не исследованной территории, в глубоководном участке бассейна Кот-д’Ивуар (рисунок 7).
Рисунок 7 – Сейсмостратиграфическая диаграмма, иллюстрирующая основные сейсмические горизонты, интерпретируемые в данном исследовании.
Данная технология обеспечивает глубокое проникновение и высококачественные изображения объектов на глубинах, превышающих 10

км ниже уровня моря. В результате этих исследований получены новые данные о ранней геологической истории прибрежной границы Кот-д’Ивуара, которые противоречат существовавшим ранее спорным данным о тектоническом строении. Эти результаты могут быть использованы для анализа эволюции близлежащих бассейнов вдоль экваториальной границы Африки.
Современными примерами бассейнов трансформного типа являются бассейны Кот-д’Ивуар и Гана. Основополагающие материалы о границах трансформного бассейна были получены путем анализа хребта Кот-д’Ивуар – Гана, основного батиметрического признака, который, как считается, связан с активизацией зоны разлома Романш. Это крупнейшая трансформная зона разлома с максимальным боковым смещением Срединно-Атлантического хребта – 800 км.
Тектоно-стратиграфический анализ широкополосной трехмерной сейсморазведки на внешнем склоне окраины Кот-д’Ивуара в Западной Африке показал, что сеноманские и более молодые слои уплотняют хорошо развитые разломы.
В результате интерпретации сейсмических данных получены следующие результаты:
– обнаружено наличие хорошо развитой системы разломов в интервале залегания средне-альбского горизонта;
– обнаружено наличие ряда выступающих хребтов и более молодых разломов в интервале залегания верхне-альбского горизонта;
– обнаружено присутствие магматических пород (силлов) как результат вулканической деятельности в интервале залегания верхне-сеноманских отложений на глубине около 7,5 км;
– подтверждена роль сеноманских и более молодых отложений как перекрывающего горизонта для хорошо развитых разломов.
Выявлен потенциал нахождения перспективных ловушек, связанных с разнообразием стратиграфических и структурных особенностей развития
бассейна в течении мелового времени, который привел к образованию ловушек рифтовых, пострифтовых структурах, а также в структурах, связанных с разломно-блоковой тектоникой.
Установлено, что хребты способствовали созданию рельефа морского дна, в результате которого формировались изолированные бассейны с потенциально нефтегазоносными стратиграфическими ловушками в туронских и более молодых отложениях турбидитов.
В главе 3 дана оценка потенциала нефтегазоматеринских пород бассейна Кот-д’Ивуар. Геохимия отложений бассейна была определена и уточнена после тщательных изучений образцов пород из многочисленных скважин. Цель изучения – обнаружение материнских пород в разрезе целого бассейна и определение их генерационной способности. Благодаря оценке органического и углеводородного потенциала, среднего водородного индекса было доказано, что в бассейне присутствуют материнские породы, определен тип генерируемого УВ, тип керогена и степень его зрелости:
– углеводородный потенциал: альбских отложений (S2 – 0,7-22 мг УВ/г породы) варьирует от бедного до отличного, сеноман-туронских (S2 – 5,5-31,5 мг УВ/г породы), кампанских (S2 – 3,1-28 мг УВ/г породы) варьирует от удовлетворительного до сверхотличного, сенонских (S2 – 2 – 5 мг УВ/г породы), маастрихтских (S2 – 1 – 12,5 мг УВ/г породы) варьирует от бедного до хорошего;
– содержание общего органического углерода: в альбских (Сорг – 0,1- 6,3%), сеноман-туронских (Сорг – 0,4- 5,5%) отложениях варьирует от бедного до сверхотличного, в кампанских (Сорг – 1,1- 5,5%), маастрихтских (Сорг – 1,1- 3,3%) отложениях варьирует от хорошего до сверхотличного, в сенонских отложениях варьирует от удовлетворительного до отличного (Сорг – 0,6- 2,6%).
– кероген морского происхождения (II типа) определен в отложениях среднего альбских (467 мг Ув/г Сорг), кампанских (419 мг Ув/г Сорг) горизонтах и находятся в зоне генерации нефти;
– кероген смешанного происхождения (II и III типа) определен в верхне-альбских (264 Ув/г Сорг), сеноман-туронских (284 мг Ув/г Сорг), сенонских (257 мг Ув/г Сорг), маастрихтских (294 мг Ув/г Сорг) горизонтах и находятся в зоне генерации нефти и газа;
– сеноман-туронские породы предназначены для генерации жидких и газообразных углеводородов, и находятся на ранней стадии зрелости и ранних этапах развития нефтяного окна;
– сенонские, средне-альбские материнские породы находятся на начальной стадии зрелости, но при этом средне-альбские приближаются к своему пику;
– породы кампанского, маастрихтского яруса являются незрелыми, но предназначены для генерации жидких и газообразных углеводородов.
Установлен предварительный интервал залегания нефтяного «окна» (2000 – 3000 м). В связи с тем, что большая часть бассейна не разведана, потенциал нефтегазоматеринских пород полностью не определен (рисунок 8).
Рисунок 8 – Карта глубин нефтяного окна нефтегазоматеринских пород бассейна Кот-д’Ивуар (Я.Д.Б Атсе, 2019 г.)

В главе 4 говорится о перспективах нефтегазоносности меловых горизонтов. Альбские, сеноманские, сенонские, туронские, кампанские и маастрихтские отложения являются перспективными для развития поисково- разведочных работ.
Установлено, что основные коллектора представлены песчаниками различного генезиса: глубоководный, турбидитный, канальный мелководный, а также материалом, накопившимся в каньонах и в структурах выклинивания. Флюидоупоры представлены сланцами морского происхождения. Среди ловушек доминируют ловушки структурно – стратиграфического экранирования с поверхностью несогласия, структурного типа и структурного типа с поверхностью несогласия. За редким исключением обнаружены недифференцированные сенонские ловушки структурно – стратиграфического, структурно – стратиграфического типа с поверхностью несогласия.
В результате проведенного анализа и обобщения опубликованных результатов геологоразведочных работ в осадочном бассейне Кот-д’Ивуар было установлено следующее:
– аккумуляция осадочного материала в линейных депрессионных структурах способствовало образованию резервуара альбского возраста. В результате тектонической инверсии, складкообразования и эрозии сформировались ловушки под поверхностью несогласия;
– геологические запасы альбских резервуаров составляют 62,4 млн.т. нефти, 57,6 млрд. м3 газа и 2,016 млн.т. конденсата что составляет соответственно 21, 33, 15 процентов от общих запасов всего бассейна. Приведенные значения не отражают реальный потенциал горизонта, так как большинство скважин не вскрыли продуктивный пласт.
– сеноманский горизонт хорошо разбурен. Резервуары латерально однородны и сложены турбидитными породами. Верхние сеноманские сланцы, залегающие с угловым несогласием (SB3), отлично экранируют сеноманские толщи.
– геологические запасы сеноманских резервуаров составляют 2,55 млн.т. нефти, 23,74 млрд. м3 газа и 2,63 млн.т. конденсата, что составляет соответственно 2, 14, 12 процентов от общих запасов всего бассейна. Основные залежи выявлены в мелководных частях бассейна, его глубоководная часть не затронута исследованием. Потенциал горизонта раскрыт не полностью.
– запасы туронских отложений превзошли все ожидания после открытия ряда крупных месторождений в глубоководных частях бассейна. Геологические запасы туронских резервуаров составляют 193,03 млн.т. нефти, 70,26 млрд. м3 газа и 10,2 млн.т. конденсата, что составляет соответственно 65, 42, 68 процентов от общих запасов всего бассейна. В дальнейшем планируется проведение большого объема поисково- разведочных работ, что позволит в полной мере раскрыть потенциал данного горизонта.
– геологические запасы сенонских резервуаров составляют 10,1 млн.т. нефти, 2,78 млрд. м3 газа, что составляет соответственно 4,2 процентов от общих запасов всего бассейна. Резервуары сложены турбидитными породами и их сложно отличить от кампанских и маастрихтских. Для них характерно блоковое строение, небольшой размер, но обладают хорошими коллекторскими свойствами.
– геологические запасы кампанских резервуаров составляют 26,3 млн.т. нефти, 9,29 млрд. м3 газа и 44,65 млн.т. конденсата, что составляет соответственно 9, 3, 11 процентов от общих запасов всего бассейна. Открытие новых залежей в глубоководных частях стало толчком для дальнейшего исследования и оценки перспектив данного горизонта.
– геологические запасы маастрихтских резервуаров составляют 1,3 млн.т. нефти, 0,03 млрд. м3 газа, что составляет 1 процент от общих запасов всего бассейна. На данный момент открытых залежей мало, но намечены большие перспективы для структур подводных каньонов и конусов выноса.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1 Показано, что осадочный бассейн Кот-д’Ивуар представляет собой вытянутую линейную структуру с мощностью осадков, варьирующих от 850 м до 14 км. Данный бассейн образовался в результате различных рифтовых процессов.
2 Показано, что в бассейне Кот-д’Ивуар было проведено 4 этапа геологоразведочных работ, в процессе которых были описаны и датированы коренные выходы горных пород, пробурены скважины, использованы наземные и морские сейсмические методы поисков нефти и газа и использованы комплексные геологические, геофизические и геохимические лабораторные работы. В результате проведенных работ было открыто более 43 нефтегазовых месторождений в меловых отложениях.
3 Выявлено на основе тектоно-стратиграфического анализа, проведенного по данным интерпретации трехмерной сейсморазведки, на внешнем склоне бассейна Кот-д’Ивуар в Западной Африке, следующее:
– наличие хорошо развитой системы разломов в интервале залегания средне-альбского горизонта;
– наличие ряда выступающих хребтов и более молодых разломов в интервале залегания верхне-альбского горизонта, способствовавших формированию стратиграфических ловушек туронского и более молодых отложений турбидитов;
– роль сеноманских и более молодых отложений, как перекрывающих горизонтов для хорошо развитых разломов.
4 Выявлены перспективные глубоководные рифтовые и пострифтовые залежи мелового возраста с большими ловушками в прибрежном бассейне Кот-д’Ивуар, из которых некоторые, приуроченные к разломно-блоковой тектонике, связаны с грабенообразованием.
5 Установлен нефтегазоматеринский потенциал маастрихтских, нижне- сенонских, туронских, сеноманских и альбских сланцев и карбонатов на
основе геохимических исследований, а конкретно расчета среднего общего содержания органического углерода, углеводородного потенциала. Определен тип УВ, способный генерироваться в данных толщах, на основе данных о типе керогена, его степени зрелости и генерационного потенциала.
6 Обобщая результаты геологоразведочных работ, установлено, что ловушки бассейна сформированы в результате структурно-тектонических, стратиграфических условий; запасы 6 эксплуатируемых из 43 открытых месторождений составляют 312,4 нефти млн.т. нефти, 163,5 млрд. м3 газа и 61,8 млн.т. конденсата. Приведенные цифры не отражают реальные запасы бассейна, так как большая его часть не разведана. Планируется большой объем поисково-разведочных и оценочных работ.