Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геологическое строение и история развития региона 8
1.1 Характерные черты современного строения бассейна Кот д'Ивуар 8
1.2 Геотектоническая обстановка зарождения и развития бассейна 19
1.3. Лито стратиграфия 28
1.3.1 «шрифтовые отложения 28
1.3.2 Пост-рифтовые отложения 32
Глава 2. Коллекторские толщи в разрезе осадочного чехла 38
2-1. Альбские коллекторы 40
2.2. Сеноманские коллекторы 41
2.3. Туронские - нижние сенонские коллекторы 43
2.4. Маастрихтские коллекторы 44
Глава 3. Нефтегазоносность бассейна Кот д'Ивуар 46
Глава 4. История погружения и эволюция геотермического режима бассейна Кот д'Ивуар 53
4.1 Исходная информация для моделирования температурно- временной эволюции бассейна 53
4.2 Анализ термобарических условий формирования осадочного чехла 61
4.2.1 Численное восстановление истории погружения бассейна 61
4.2.2 Расчёт изменения термического режима литосферы в течение истории погружения бассейна Кот д'Ивуар 66
Глава 5. Изменение степени катагенеза органического вещества осадочных пород бассейна Кот д'Ивуар 78
5.1 Отражательная способность витринита как метод оценки степени созревания органического вещества осадочной толщи бассейна 78
5.2 Численные методы определения отражательной способности витринита 84
5.3 Изменение степени катагенеза ОВ в процессе погружения пород бассейна Кот д'Ивуар 87
Глава 6. Реализация нефтегазогенерационного потенциала бассейна
6.1 Расчет объёма и скоростей генерации углеводородов 92
6.2 Нефтегазоматеринские толщи в разрезе осадочного чехла и их генерационные характеристики 94
Заключение 112
Литература 116
- Характерные черты современного строения бассейна Кот д'Ивуар
- Альбские коллекторы
- Нефтегазоносность бассейна Кот д'Ивуар
Введение к работе
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 толщ, 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 (11,111). Степень зрелости ОВ характеризуется значениями %Ro 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 Иву ар.
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 Ермолкипу за ценные советы, постоянную помощь и консультации, оказанные в период подготовки работы.
Диссертация выполнена на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа Российсского 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.
Характерные черты современного строения бассейна Кот д'Ивуар
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 (Рис. 1-1 а). Его континентальный сектор простирается примерно на 360 км от Сассандра на западе до Ивуаро-Ганской границы на востоке (рис. 1-1а) с максимальной шириной 35 км. Морской сектор бассейна занимает область континентального шельфа и глубоководной части океана от побережья до разлома Романш (рис. 1-1 а). Континентальный шельф бассейна делится на две части - западную (от морской границы с Либерией до западного края поднятия Абиджан) и восточную (восточнее первой области). В западной части бассейна континентальный склон круче, чем в восточной: в первой изобата 3000 м отстоит на расстоянии около 60 км от берега, а во второй, восточной, она же находится на расстоянии около 100 км от берега (рис. 1-1 а). Шельф западной части характеризуется относительно неглубоким положением кровли фундамента ( и соответственно тонким осадочным покровом) с постепенным погружением к югу бассейна (рис. 1-2а). 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 (рис. 1-1 а). 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 (рис. 1-1в; рис. 1-1г). Южнее Абиджана шельф рассекается подводным каньоном Trou sans Fond", который лишь частично заполнен миоценовыми осадками и хорошо выражен в рельефе дна. Этот каньон, по всей вероятности, представляет продолжение устья реки Комое. На большей части восточного участка шельфа континентальный склон относительно крутой и погружается до глубин 800 - 1000 м, после чего становится более пологим.
Рис. 1-26. Реконструкции раскрытия Атлантического океана. А - совмещение Южной Америки и Африки по (Bullard et al.,1965). В - реконструкция по аномалии 34 из (Ladd, 1976). Пунктирные отрезки окружностей центрированы относительно полюса 33.9с.ш., 40.05 ю.ш. Точечные отрезки демонстрируют отличие данной реконструкции от реконструкции (Bullard et al.,1965). С - Наилучшее совмещение береговых линий северной Бразилии и западной Африки. до разломной зоны Романш. Считается, что эта область, ограниченная с запада меридианом 5 з.д., соответствует площади с растянутой континентальной корой. К югу от зоны Романш, отмеченной слабой магнитной аномалией, находится океаническая кора.
Альбские коллекторы
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. IVCO-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.
Две скважины пробурены на поднятии Адиадона: IVCO-20 и Адиадона-1. IVCO-20 завершена в 100 млсек выше акустического фундамента и имеет очень мощный (1685м) песчаный разрез. Песчаники доминируют, от тонко- до грубозернистых с известковым и глинистым цементом. Песчаные тела от 5 до 10м толщиной с пористостью от 8% до 20% (средняя 12%). Это самые первые осадки на фундаменте, отложенные в континентальной обстановке в начале рифтовой стадии.
К востоку от поднятия Адиадона сквАІ-lx и А1-2х проникли в альб, причём скв. А1-1х пробурила 1000м альба. Разрез в основном глинистый с песчаником от тонко до среднезернистого и с глинисто-известковым цементом. Песчаные тела от 0.5 до Зм толщины, редко 5м. Проницаемость очень низкая (0.1 до 1.4 млДарси). Скв. А1-2х проникла на 122м в альбскую свиту . Доминируют песчаники от тонко- до грубозернистого и с глинисто-известковым цементом. Тела 0.5 - 5м толщины, перемежающиеся тёмно-серыми сланцами. Средняя пористость 12%.
Далее к востоку скв. В1-5х, В1-8х и В1-10х проникли в верхнюю часть альбского разреза (максимальное проникновение в скв. В1-5х на 670м). Непрерывная и монотонно быстрая смена песчаника от тонко- до среднезернистого и с глинисто-известковым цементом, перемежающимся тёмно-серыми аргиллитами, алевролитами и отдельными слоями известняков. Песчаные и глинистые тела толщиной 0.5 - 15м. Средняя пористость 15%.
В области Фокстрота верхняя часть альбского разреза та же, что и в скв. В1-5х, но с лучшими характеристиками. Средняя пористость 21% в В1-lxbis и 17% в А-4х. Средняя проницаемость от 15 до 25 миллидарси в верхних 100м, потом убывает до 1 миллидарси и менее.
Самые молодые слои альбекой последовательности представлены в северо-восточной, восточной и южной частях. Один из этих слоев является коллектором месторождения Эспуар. Это серия перемежающихся песчаных и глиняных тел. 7 основных песчаных тел толщиной от 2 до 15м от тонко- до среднезернистого песчаника и с глинисто-известковым цементом, разделённых глинистыми сланцами. Пористость от 16% до 28%. Средняя проницаемость 50 миллидарси.
Восточнее каньона сластиты ограничены северной частью шельфа и береговой областью. Они состоят из тонко- и среднезернистого песчаника и конгломератов часто с известковым цементом. Пористость от 3% до 22%, средняя 15%. По данным бурения к югу, в самой верхней части альбского разреза нет никаких коллекторов.
Сеноманский разрез вскрыт 52-мя скважинами целиком, и частно — 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. Сеноманские коллекторы могут быть по краям высот альба, которые могли бы поставлять эрозионный материал.
Сеноманские коллекторы отсутствуют в южных скважинах области Белие: IVCO-2, IVCO-15, В-Зх и Восточный Ассини-1х. Отношение песок/глина быстро растёт с юга на север, пески становятся грубее и переходят в конгломераты в скв. IVCO-3, Dl-3x, Bu-1 и Bt-1. Толщина тел меняется от 0.5м до нескольких десятков метров. Цемент глинистый, силикатный или карбонатный, пористость уменьшается к югу, меняясь от 20% до 25% на севере до 10% и менее на юге.
Сеноманские коллекторы есть на севере поднятия Эспуар (скв. С1-9х и IVCO-11), в западной части области Фокстрот и в береговых скважинах. Отношение песок/глина значительно меньше, чем в восточной области. Песчаник от тонко- до грубозернистого. Конгломераты в скв. Петроси Гран-Лау-1 (1207м до 1273м). Песчаники могут быть мощными и однородными с несколькими перемежениями глин (скв. В1-5х), или в телах толщиной от 1м до 10м в преимущественно глиняных сериях (В1-8х). Средняя пористость от 20% на севере (в скв. Петроси Гран-Лау-1) до 8% на юге (скв. В1-9х).
Распределение коллекторов 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.
Нефтегазоносность бассейна Кот д'Ивуар
Коллектор в верхней части альбской 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 сеноман и средний сенон глины дают покрышки для углеводородных ловушек. 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 достигал 5000 бар/сут.
Восточный Эспуар - самое большое месторождение площадью 11,8 км . Эти сеноманские песчаники встречаются только в скв. А-1х. Нефтегазовый контакт имеет место на глубине 1980 м и водонефтяной контакт — на глубине 2136 м. Первоначальные запасы нефти варьируют от 36 до 41 миллионов тонн.
Месторождение Северо-Восточный Эспуар расположено северо-восточнее скважин. C1-7EDPP. Оно отделено от месторождения Восточный Эспуар разломом. Контролируется альбеким несогласием и продолжением резервуара к западу. Водонефтяной контакт тот же, что и на месторождении Восточный Эспуар -2136 м. Первоначальные запасы нефти - около 1,4 миллионов тонн.
Месторождение Северный Эспуар расположено в том же разломном блоке, что и месторождение Восточный Эспуар, но отделено от последнего эрозионным следом. Площадь - 9 км , нефтегазовый контакт -1986 м и водонефтяной контакт -2095м. Первоначальная запасы газа месторождения около 2.4 миллиардов м3 и 18,5 миллионов тонн нефти.
Западный Эспуар - самая высокая часть месторождения Эспуар. Оно расположено в нижней части основного разлома с-з - ю-в простирания, отделяющего месторождение Западный Эспуар от Северного Эспуара. Площадь - 4 км2, нефтегазовый контакт на глубине 1981м, и водонефтяной -2032м. Первоначальные запасы газа месторождения около 5,6 миллиардов м3, нефти - 5 миллионов тонн.
На месторождении БЕЛИЕ, было пробурено одна поисковая Скважина IVCO-4 (1974); 3 оценочных скважин IVCO-5 (1975), IVCO-7 (1975), IVCO-9 (1977) и 22 продуктивные скважины были пробурены.
Месторождение Белие расположено в восточной части окраины Абиджана, в 15 км от берега и в 30 км к юго-востоку от Абиджана, глубина воды 60м. Углеводороды есть в сенонских песчаниках на глубине от 1885м до 2005м водонефтяной контакт.
Породы резервуара занимают интервал от 50 до 80м ниже кровли и включают 6 песчаных тел с пористостью от 18 до 21% со средней проницаемостью от 200 до 500 млдарси. Это подводные осадки каналового типа. Коллекторы отсутствуют на западном склоне структуры, где развиты аргиллиты.
Есть небольшая газовая шапка в скв. IVCO-4. Водонефтяной контакт на глубине 2005 м. Первоначальные запасы нефти варьируются от 9 миллионов тонн нефти.
24 скважины были пробурены. Добыча началась при поддержании давления закачкой воды и составляла в 1988г. 2400 миллионов тонн нефти, т.е. 28% от первоначального запаса нефти.
На месторождении ФОКСТРОТ было пробурено две разведочные скважины: Bl-lxbis в 1981-1982; В1-2х в 1981.
Месторождение Фокстрот расположено непосредственно на северном краю шельфа в 15 км от берега и в 80 км к западу - юго-западу от Абиджана. Глубина моря в центре месторождения 90 - 100 м.
Углеводороды располагаются в песчаниках позднего альба на глубинах 2100 - 2503м водонефтяного контакта.
Размеры и форма месторождения Фокстрот контролируются постальбский несогласием. Оно простирается с севера на юг на 9 км. Самая широкая часть - тоже 9 км с запада на восток. Площадь месторождения -около 50 км2. Это большое палеогеографическое поднятие обрезается 4-мя основными разломами с-з - ю-в простирания, погружающимися к югу. Позднеальбские осадки погружаются на 10-12 к северу и обрезаются постальбским несогласием. Сеноманские и средние сенонские глины лежат непосредственно на несогласии, образуя 8 ловушек для углеводородов.
Коллектор состоит из монотонной продолжающейся последовательности песчаников, перемежающихся тёмно-серыми глинами и известняками. Песчаники от тонко- до грубозернистых с аргиллитовым и известковым цементом. Верхнеальбский разрез скважины В1-2х состоит из 75м тёмно-серой глины со случайными внедрениями алевролитов. Пористость от 21% в скв. Bl-lxbis и 18% в скв. В1-2х. Проницаемость низкая (15-20 милидарси и ниже 5 милидарси).
