К оглавлению

Западно-Африканская нефтегазоносная провинция

М.И. ВАРЕНЦОВ, Г.Е. РЯБУХИН, А.С. КУЗНЕЦОВ

В Западной Африке в результате проведенных за последние годы поисково-разведочных работ выявлено много нефтяных и газовых месторождений, позволяющих считать, что на этой территории открыта целая Западно-Африканская нефтегазоносная провинция. Так, в 1955 г. обнаружено первое нефтяное месторождение вблизи Порт-Жантиль на территории Габона, а затем месторождения Озури, Пуант-Клэрэтт и др. Были открыты месторождения в Нигерии (Олоибири, Афам, Бому и др.) и в Анголе (Бенфика, Луанда и Какуако). За последние 3-4 года в Западной Африке введено в эксплуатацию свыше 20 месторождений и уже в 1960 г. в Нигерии и Габоне добыто по 1 млн. т нефти.

Не так давно некоторые геологи считали, что Западная и Центральная Африка являются зонами распространения древних докембрийских пород и поэтому вряд ли могут представлять интерес в нефтегазоносном отношении.

Однако данные последующих геологических исследований показали, что на рассматриваемой территории широко распространены также морские и континентальные палеозойские и особенно мезо-кайнозойские отложения, которые выполняют обширные впадины (рис. 1): Таудени (1700х1200 км), Чад (1800х1200 км) и Конго (1200х1000 км). Площадь распространения этих осадочных пород протягивается в меридиональном направлении на расстояние около 3500 км и значительно превышает площадь новых нефтегазоносных провинций Северной Африки [2, 3].

Вся описываемая территория, включая и западное побережье континента, представляет собой обширную древнюю платформу, ограниченную на крайнем севере молодыми (альпийскими), геосинклинальными сооружениями Атласа (В последнее время некоторые исследователи считают возраст Атласской складчатой области герцинским - ред.), а на юге - Капской палеозойской складчатой системой.

В северной части в пределах впадины Таудени широко распространены морские палеозойские образования (кембро-силур, девон, карбон), геологический разрез которых сходен с разрезом палеозойских отложений Алжира, содержащих, как известно, богатые залежи нефти [3]. В частности, развитые здесь отложения кембро-ордовика соответствуют аналогичным по возрасту породам Алжирской Сахары, к которым приурочено крупнейшее месторождение нефти Хасси-Мессауд. На юге Африки широко распространена система карру (верхний карбон - юра), сложенная преимущественно континентальными отложениями, напоминающими по условиям образования тунгусскую свиту Сибири и мезо-кайнозойские нефтегазоносные свиты Китая.

Вышележащие отложения представлены мощной толщей Калахари; возраст ее - от мелового до четвертичного периода включительно. Серии карру и калахари заполняют впадины Конго, Анголы, Калахари и Карру.

Мощные толщи указанных выше мезо-кайнозойских пород, широко развитые в упомянутых впадинах Западной Африки, представляют большой интерес в нефтегазоносном отношении.

Наибольшие перспективы нефтегазоносности, по-видимому, связаны с крупными впадинами типа Таудени, Чад и Конго, однако их геологическое строение и нефтегазоносность пока не изучены.

Для рассматриваемой Западно-Африканской нефтегазоносной провинции береговых впадин характерны пологие синеклизы с углами падения пород менее 1° (например, впадина устья р. Конго) или с региональным моноклинальным наклоном мезозойских отложений в сторону Атлантического океана. На фоне моноклинального падения выделяются пологие локальные структуры типа валообразных поднятий, флексур, структурных носов и др. В некоторых местах отмечено проявление соляной тектоники (Габон) и интрузий изверженных пород. Впадины начали формироваться в аптский или альбский век [5, 9].

В настоящее время в пределах этой провинции можно выделить несколько нефтегазоносных областей, состоящих из ряда впадин с доказанной промышленной нефтегазоносностью, которые описаны ниже.

Б.А. Соколов [6] эти впадины объединяет в Гвинейский бассейн, а отдельные впадины выделяет как прогибы.

Вероятно, все указанные впадины правильнее считать составными частями единой Западно-Африканской провинции, а группы сходных соседних впадин объединять в отдельные нефтегазоносные области.

Нефтегазоносная область Сенегальской (Дакарской) впадины площадью около 500 000 км², расположена на крайнем западе континента и сложена моноклинально залегающими осадками от нижнего мела до верхнего эоцена, мощность которых в центральной части по данным сейсморазведки достигает 5000-6000 м (бурением вскрыто пока около 2000 м). Нефтепоисковые работы начаты здесь в 1952 г. [7, 12]. Скважина, пробуренная возле г. Дакар, дала с глубины 1300 м приток газа с суточным дебитом 40 000 м³. Некоторые скважины, пробуренные в 30 км к востоку от Дакара на структуре Н-Диас, вскрыли на глубинах от 412 до 140.0 м несколько горизонтов песков и песчаников апт-альба, из которых получены (с глубины 900, 1000 и 1400 м) притоки газа дебитом до 100 000 м³/сутки и нефти удельным весом 0,835 до 8 т/сутки. Другие скважины, пробуренные на той же структуре, в отложениях нижнего мела вскрыли песчаники, насыщенные соленой водой. Разведка продолжается.

Нефтегазоносная область Берега Слоновой Кости, Ганы, Дагомеи и Того состоит из ряда сравнительно небольших впадин (до 10000 км² каждая), которые выполнены морскими и дельтовыми осадками верхнего мела, палеоцена, эоцена и миоцена мощностью до 2000 м в Дагомее и Того и 3000 м в Абиджанской впадине (Берег Слоновой Кости). В береговых обнажениях песчано-глинистые осадки эоцена имеют пологое южное падение под углами 1-2°. На территории Вольты и Ганы известны горизонтально лежащие известняки и песчаники кембро-силурийского и девонского возраста, в которых наблюдаются нефтегазопроявления [11]. В Эбоинде (Берег Слоновой Кости) развиты пески и песчаники третичного возраста, местами насыщенные нефтью и содержащие залежи асфальта. В некоторых скважинах отмечались газопроявления и получены притоки нефти [И, 15].

Усть-Нигерийская впадина сложена меловыми, преимущественно морскими, а также третичными (морскими в континентальными) отложениями, местами содержащими пласты угля. В песчаниках верхнемелового и третичного возраста наблюдаются интенсивные нефтегазопроявления. В 1956-1960 гг. в дельте р. Нигер открыто несколько месторождений нефти и газа в миоценовых отложениях [9,13,17].

Добыча нефти в этой области в 1960 г. достигла 1 млн. т.

Впадина Камерун расположена восточнее Усть-Нигерийской впадины и отделяется от последней зоной разлома и поясом интрузий Монт-Каме-рун. Площадь описываемой впадины - около 7000 км², выполнена она верхнемеловыми и третичными отложениями мощностью более 3000 м. Верхнемеловые отложения представлены конгломератами, песчаниками, глинами, мергелями, известняками и имеют общую мощность свыше 1000 м. Палеоцен мощностью более 1000 м выражен чередованием мергелей, песчаников, известняков; эоцен и олигоцен общей мощностью 200-800 м, состоит из глин, песчаников, известняков и мергелей. У поверхности залегают пески и глины миоплиоцена мощностью около 100 м. Отложения мела и палеоцена разбиты сбросами и от вышележащих пород отделены угловым несогласием.

У порта Дуала известны выходы легкой нефти, сопровождающиеся выделением газа. Буровыми скважинами, заложенными вблизи этих выходов, вскрыты линзовидные пласты песков и песчаников значительной мощности, давшие небольшие притоки газа и нефти. На площади Логбаба в песчаниках верхнего мела, в интервале 3950-4130 м вскрыты залежи углеводородного газа, запасы которого по предварительной оценке исчисляются в 400 млн. м³ [4].

Приатлантическая нефтегазоносная область Габона расположена в дельте р. Огове и выполнена преимущественно морскими меловыми и третичными отложениями. Нижнемеловые отложения мощностью до 4000 м, представлены конгломератами, песчаниками, глинистыми сланцами, мергелями, известняками, гипсами, ангидритами, каменной солью (соленосная свита апта) и доломитами озерного и лагунно-морского происхождения. Верхний мел в нижней части сложен красноцветными песчаниками и глинами с гипсом и ангидритами, в средней - песчаниками, мергелями, известняками и доломитами и в верхней - песчаниками и глинами с прослоями битуминозных известняков и фосфоритов. Общая мощность верхнего мела 3000 м. Третичные осадки мощностью более 2000 м состоят преимущественно из глин с прослоями песков, песчаников и известняков. Породы имеют пологое моноклинальное падение на запад. Альбские и сенонские отложения вблизи выступов кристаллического фундамента смяты в складки и разбиты сбросами, но вышележащие верхнемеловые горизонты, а также третичные осадки образуют спокойную моноклиналь с падением слоев в западном направлении. Местами развиты соляные диапиры. Нефтепроизводящими породами здесь считаются континентальные отложения верхней юры и нижнего мела, а также морские фации верхнего мела и третичных отложений. Коллекторы имеются во всех толщах, но наиболее благоприятны в этом отношении отложения верхнего мела. Здесь отмечаются ловушки двух типов: одни приурочены к тектоническим структурам (поднятиям), связанным с выступами древнего погребенного фундамента, другие (экранированные) - к сбросам. В западной части этой области установлены скопления нефти, связанные с соляными куполами. Результаты поисковых работ на отдельных площадях приведены в таблице.

Всего на территории Габона в 1957 г. было добыто 14400 т нефти, а в 1960 г.- более 1 млн. т [5, 7].

Нефтегазоносная область впадины дельты р. Конго в литературе известна под названием бассейна Пуант-Нуар; ее длина 220 км и ширина 50 км.

В ней непосредственно на докембрийских породах залегает 300-метровая толща песчаников нижнего мела, перекрытая темными глинами (100 м), над которыми располагается толща глинистых, слюдистых песчаников (300-400 м). Еще выше залегает мощная (1000 м) толща темных аргиллитов, сходная с подсоленосными отложениями Габона. Вверх по разрезу эта толща постепенно переходит в серую глинисто-песчаную свиту, мощностью 250-350 м, над которой залегает соленосная серия, состоящая из чередования каменных и калийных солей, содержащих прослои ангидритов и имеющая тот же аптский возраст, что и в Габоне.

Выше соленосной серии залегает мощная (до 450-500 м) толща краcноцветных песчано-глинистых отложений с карбонатными прослоями, содержащими в кровле сенонскую фауну. Эти верхнемеловые слои перекрываются свитой третичных песков и песчаников мощностью 100-200 м.

Несмотря на широкое развитие на этой территории соленосных отложений, проявлений соляной тектоники здесь не установлено. Обнаружен ряд пологих поднятий, считающихся структурами облекания. Наличие мощной толщи соли, залегающей на небольшой глубине, крайне осложняет расшифровку результатов; сейсморазведки MOB.

Залежи нефти приурочены к пачке (до 27 м) известняков, чередующихся с прослоями песков и алевролитов нижнемеловой подсоленосной серии, которая в сводовой части структуры выклинивается и несогласно перекрывается породами соленосной свиты, служащей хорошей покрышкой. Непосредственно под солью залегает крупнозернистый газоносный песок мощностью 4,5 м, ниже которого залегают несколько пластов песчаников, содержащих жирный газ и, кроме того, в ряде горизонтов выявлены притоки нефти. В 1959 г. здесь пробурили 10 скважин, данные о которых не публиковались, но в конце 1960 г. во французской печати появилось сообщение, что месторождение Пуант-Индиен дает 80 000 т нефти в год [10, 14].

Нефтегазоносная область дельты р. Кванза (Ангола) приурочена к обширной впадине (рис. 2), площадью более 70 000 км², выполненной в основном третичными и меловыми осадками общей мощностью до 4000 м. Здесь непосредственно на кристаллическом основании, представленном гнейсами, гранитами и диоритами, залегают крупнозернистые пески и песчаники с включением галек и прослоями конгломератов, переходящие к центру впадины в лагунные и более глубоководные морские фации, имеющие аптский (или частично, возможно, доаптский) возраст, мощностью более 200 м (нефтеносный горизонт куво месторождения Куанаво). Выше залегает соленосная свита, представленная толщей каменной и калийной солей, местами с включениями черных глин, общей мощностью 350- 400 м, среднеаптского возраста. Еще выше располагается игорская серия, сложенная доломитизированными и оолитовыми известняками верхнего апта (продуктивный горизонт месторождения Бенфика). Нижний альб представлен главным образом лагунной формацией ангидритов, доломитов, песков и песчаников с прослоями каменной соли мощностью до 20 м. Верхняя морская серия, мощностью около 1600 м, имеющая возраст от верхнего альба до миоцена, сложена преимущественно мергелями и песчаниками с прослоями известняков. В основании этой серии залегает третий нефтеносный горизонт, разрабатываемый в настоящее время на структуре Луанда. Такой разрез наблюдается в центральной части впадины, но к ее бортам соль выклинивается.

Охарактеризованные выше отложения образуют пологие складки субмеридионального простирания с амплитудами 200- 300 м, длиной 20-30 км и шириной 12- 18 км, часто разбитые сбросами (антиклиналь Морро-де-Туэнза). Однако имеются и более сложные антиклинальные структуры с диапирами соли (антиклинали Кабо, Леда и др.). Кроме того, развиты региональные сбросы, протягивающиеся на десятки километров и имеющие иногда амплитуду до 1000 м. Подсолевые осадки залегают спокойнее и имеют в большинстве случаев незначительные углы падения до 2-4° (антиклиналь Галинда и др.).

Мощность отложений верхнего альба и верхнего мела на своде антиклиналей, как правило, сокращается иногда до полного выклинивания. На месторождении Луанда, открытом в 1957 г., из известняков альба получены фонтаны нефти дебитами до 1300 т/сутки. В 1958 г. было открыто месторождение Какуако, приуроченное к крупной пологой антиклинали.

Притоки нефти получены при испытании базальных песчаников нижнего мела, залегающих на глубине 2442-2457 м (дебит 32 т/сутки), а также из горизонта эоценовых мергелей с глубины 240 м.

Суммарная добыча в 1959 г. достигла нефти 51160 т, газа 2 605 200 м³ [7, 8].

В заключение следует отметить, что большим преимуществом всех выявленных месторождений Западно-Африканской нефтегазоносной провинции является их близость к морскому побережью, сравнительно неглубокое залегание продуктивных горизонтов и высокое качество нефтей.

Молодые Африканские республики (Гана, Нигерия, Габон и др.) обладают богатыми потенциальными нефтяными и газовыми ресурсами, изучение и разведка которых, вероятно, позволят открыть в ближайшие годы крупные нефтяные и газовые месторождения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Бейте Д.А. Геология и нефтегазоносность Ганы. Материалы XX Межд. Геол. Конгресса, т. IV, Гостоптехиздат, 4959.

2. Варенцов М. И., Рябухин Г.Е. и др. Нефтегазоносные области Ливии. Геология нефти и газа, 1961, № 6.

3. Варенцов М.И., Рябухин Г.Е., Кузнецов А.С. Нефтегазоносные области Алжира. Геология нефти и газа, № 7, 1961.

4. Гурк В. Седиментационные бассейны Камеруна. Материалы XX Межд. Геол. Конгр., т. IV, Гостоптехиздат, 1959.

5. Гурк В., Рейер Д. Нефтепоисковые исследования прибрежной зоны Габона. Материалы XX Межд. Геол. Конгр., т. IV, Гостоптехиздат, 1959.

6. Соколов Б.А. Типы нефтегазоносных бассейнов Африки. Новости нефт. тех., № 5, 1961.

7. Hedberg H., Moody J. Petroleum developments in Africa in 1959. BAAPG, № 7, 1960, pp. 1102-1143.

8. Brognon G., Verrier G., Masson P. La tectonique salifere du basin de Cuanza en Angola. 5 World petroleum Congress, Section I, New - York, 1959, pp. 109-122.

9. Independent Nigeria's oil. Petr. PressService, N 10, 1960, pp. 373-375.

10. French effort in Tropical Africa. Petr. Press Service, v. XXVII, 1960, N 2, p. 61.

11. Mc Caslin J. Newest nation has big oil potential. The Oil and Gas J., N 4, 1961.

12. Mohrenschildt G. Geology of West Africa Offers promising prospects. Oil and Gas J., N 43, 1960.

13. Lauson Lowax E. Nigeria gets set to move into international markets. Oil and Gas J., 1960, vol. 58, N 36.

14. Le petrole du Congo arriveau Havre. Rev. Petr., N 1026, 1960.

15. Mohsenschildt G. Forgotten basin of West Africa; Ghana's volaiun basin. Oil and Gas J., 1960. N 29.

16. Mali opens second French Sahara. World Petroleum, v. 31, N 9, 1960.

17. Pegand G., Reуrе D. Les champs de petrol de l'Afriqae Equatoriale Franchise. 5 World Petroleum Congress, section I, New - York, 1959, pp. 551 - 571.

ИГ и РГИ, МИНХ и ГП им. Губкина, Главгеология РСФСР

Таблица

Наименование площади	Год открытия	Глубина горизонта,м	Суточные дебиты нефти (т) и газа (м^3)	Состав и возраст нефтесодержащих пород	Примечания
Порт-Жан-тиль	1955	1275	5-8 т, нефть уд. в. 0,910	Песчаники сенона
Озури	1956	600-650	480 т, нефть	Трещиноватые глинистые сланцы эоцена	Соляной диапир на глубине 1000 м
Пуант-Клэрэтт	1956	900	950 т, нефть и газ	Песчаники верхнего мела Трещиноватые глинистые сланцы эоцена	Соляной диапир на глубине 2000 м. В 1959 г. из 16 скважин было добыто 135 000 т нефти
Анимба	1957	505-540	20 т, нефть	Трещиноватые кремнистые сланцы эоцена	Соляной диапир на глубине 930 м
Кап-Лопез	1958	1635-1730	200 000 м^3 газа и 7 т нефти	Песчаники мела
М'Бега	1958	585-600	Небольшие притоки нефти и газа	Доломиты, миоцен
		776-792	6 т, легкая нефть	Трещиноватые сланцы эоцена	Всего пробурена 31 скважина; общая добыча нефти из них составляет 120 000 т в год
Ченгэ	1959	1035	264 000 м^3 газа	То же
		1134	до 70 т нефти	Пески сенона	В 1959 г. из 10 скважин добыто 71 300 т нефти
Гонгуэ	1958	-	16 т нефти	Песчаники сенона

Рис. 1. Схема расположения основных нефтегазоносных областей Западной Африки.

Нефтегазоносные области Западной Африки: I - нефтегазоносная область Сенегальской (Дакарской) впадины; II - нефтегазоносная область впадин Берега Слоновой Кости, Ганы, Дагомеи и Того; III - нефтегазоносная область впадины устья р. Нигер; IV - Приатлантическая нефтегазоносная область Габона; V - нефтегазоносная область впадины дельты р. Конго; VI - нефтегазоносная область Анголы (дельта р. Кванзи). 1 - докембрийские и нижнепалеозойские породы фундамента; 2 - палеозойские (герцинские) складчатые сооружения; з - внутриплатформенные мезо-кайнозойские бассейны осадконакопления; 4 - Западно-Африканские нефтегазоносные впадины, выполненные мезо-кайнозойскими отложениями; 5 - альпийские складчатые сооружения Атласских гор; 6-разломы (Южно-Атласский и др); 7 - нефтегазоносные области Алжира и Ливии; 8 - границы нефтегазоносных областей; 9 - границы государств Африки по данным на июнь 1961 г.

Рис. 2. Нефтяные месторождения Анголы.

1 - асфальтовые породы; 2 - нефтяные месторождения; 3 - западная граница выходов на поверхность пород фундамента; 4 - признаки нефти в отложениях мела (альба и апта); 5 - оси антиклиналей.