(На примере нефтегазоносного бассейна Конго шельфа Северной Анголы.)

Шельф Анголы приурочен к южной части крупной нефтегазоносной провинции, сформировавшейся к югу от Гвинейского залива на стыке западной окраины древней Африканской платформы и Восточно-Атлантического рифта. Провинция характеризуется развитием мощных нефтематеринских формаций в верхнеюрско-нижнемеловом, палеогеновом и неогеновом комплексах и наличием резервуаров в отложениях мела, палеогена и нижнего миоцена. Для этой части шельфа типично наличие мощных соленосных образований в верхнем апте и терригенных - в дорифтовом, неоком-верхнеюрском комплексе.

Размещение месторождений нефти и газа на шельфе Анголы генетически связано с мезозойскими осадочными нефтегазоносными бассейнами (НГБ) периокеанического типа [1]: Кванза, Конго, Кабинда, Габонским и Гвинейским.

В пределах шельфа Северной Анголы формирование нефтегазовых залежей приурочено к двум НГБ - Конго и Кабинда, из которых первый обладает много большим прогнозным нефтяным потенциалом. В НГБ Кабинда выявлено 7 нефтяных и нефтегазовых месторождений, в НГБ Конго - 12 (см. таблицу ). Месторождения НГБ Кабинды в основном многопластовые. Как видно из таблицы, месторождения нефти и газа распространены в широком стратиграфическом диапазоне: от неокомских терригенных и карбонатно-терригенных формаций Лукула и Эрва до неогеновых молассоидных осадков формации Малембо. Большое число нефтяных залежей приурочено к карбонатным резервуарам формации Пинда.

Новые данные поисково-разведочного бурения и геофизических исследований на шельфе Анголы позволяют установить особенности нефтегазонакопления и впервые с генетических позиций рассмотреть размещение месторождений нефти и газа в условиях пририфтовых НГБ, каким является НГБ Конго. Последний включает крупную область мезозойско-кайнозойского прогибания, отвечающую НГБ периокеанического типа, где к настоящему времени выявлен ряд нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений. Из них наиболее крупные Кинфукена и Кингила на суше и Ессунго, Етеле-Тампа и Малева на шельфе (см. рисунок ).

НГБ Конго расположен севернее НГБ Кнанза, находящегося в центральной части Анголы, и ограничен с юга Амбришским выступом фундамента. С востока НГБ ограничивается выходом на поверхность докембрийского фундамента, а с севера - системой субширотных сбрососдвигов древнего заложения, которая отделяет НГБ от соседней области прогибания - НГБ Кабинда. Протягиваясь на многие десятки километров в западном направлении, осадочный бассейн достигает подошвы континентального склона, где он ограничивается разломными структурами меридионального простирания рифтовой системы Восточной Атлантики. Общая площадь НГБ составляет не менее 25 тыс. км² при мощности мел-кайнозойского осадочного выполнения в области шельфа от 4 до 8 км.

Размещение залежей определяется, как известно, расположением нефтегазоматеринских формаций и резервуаров в бассейне, стадийностью нефтеобразования в процессе катагенеза ОВ и тектоническими условиями нефтенакопления. В разрезе осадочной толщи шельфовой части НГБ Конго выделяются следующие формации: базальные терригенные отложения эпиконтинентального типа верхней юры неокома - нижнего апта (соответственно формации Гре Руж де Баз, Лукула и Букомази мощностью от 50-100 до 500 м каждая); соленосная формация Лоеме верхнего апта мощностью от первых десятков до 800 м и более; карбонатно-терригенная формация Пинда альб-сеноманского возраста мощностью 500 - 600 м и более; вернемеловая терригенно-карбонатная формация Иабе мощностью от первых десятков до 300 - 400 м; палеоцен-эоценовая терригенная формация Иабе мощностью до 400 - 500 м. Венчает разрез мелководно-морская олигоцен-нижнемиоценовая и эпиконтинентальная средне-верхнемиоценовая формация Малембо мощностью от 1000 до 4000 м и более.

Нефтематеринскими в бассейне являются битуминозные глинистые породы формации Букомази, содержащие в среднем около 2 % С_орг (в отдельных прослоях до 15 %) и до 0,2 % хлороформенного битумоида; глинистые породы формации Пинда (от 0,9 до 1,2 % С_орг и до 0,1 % хлороформенного битумоида) и глины олигоцена-нижнего миоцена формации Малембо (1- 2 % С_орг и от 0,05 до 0,1 % битумоида). Изучение фациального типа и степени катагенетического преобразования ОВ глинистых и глинисто-алевритовых пород отмеченных формаций показывает, что большинство из них характеризуются смешанным сапропелево-гумусовым составом ОВ и являются нефтепроизводившими (третичная Иабе) или находящимися на начальной стадии эволюции ОВ (олигоцен-нижнемиоценовая формация Малембо). Максимальная степень преобразования ОВ, отвечающая градациям катагенеза МК3-МК₄, отмечается в формации Букомази, минимальная (не выше ПК₃-MK₁) - в Малембо. Наибольшие объемы резервуарных пород эффективной мощностью от 20-30 до 100 м и более приурочены к карбонатно-терригеннной формации Пинда, несколько меньше - от нескольких до 50-60 м в палеоцен-эоценовой формации Иабе и неогеновой Малембо. В этих коллекторах выявлены основные промышленные скопления нефти и газа на шельфе Северной Анголы. Более низкие емкостные свойства имеют перспективные горизонты верхнемеловой формации Иабе и подсолевого комплекса.

Весьма характерной особенностью карбонатных резервуаров является широкое развитие рифовых фаций барьерного и берегового типов в пределах шельфа Северной Анголы. По периферии рифовые фации сменяются пририфовыми и глинисто-карбонатными литофациями, получившими наименование Мойта Сека. Наиболее мощные экранирующие породы развиты в соленосной формации Лоеме с отдельными пластами соли до 80-100 м; глинистые покрышки (до 300-400 м) выделяются в формациях Букомази, мелового и палеоцен-эоценового - Иабе и в олигоцен-миоценовой формации Малембо.

В комплексе важнейших показателей размещения залежей нефти и газа ведущее место занимают региональные и детальные тектонические и палеотектонические (историко-динамические) критерии. В регионально-тектоническом плане определяющую роль в размещении основных зон нефтегазонакопления играет выявленная для пририфтовых нефтегазоносных бассейнов атлантического типа дифференциация области на стабильные субмеридионально простирающиеся зоны меловой карбонатной платформы и мобильные зоны эоцен-миоценового прогибания того же простирания. Последние образуют своеобразные геоструктуры, получившие наименование депо-центров (эрозионный врез).

Важным региональным показателем активного нефтегазонакопления в этих зонах является темп прогибания в седиментационном бассейне. В условиях компенсированной морской и эпиконтинентальной седиментации скорости накопления нефте-материнских осадков свыше 50 м/млн. лет обеспечивают более оптимальные условия генерации и аккумуляции УВ в НГБ.

Рассматриваемая часть шельфа включает четыре геоструктурные зоны (см. рисунок ), которые ограничиваются глубинными разломами древнего заложения и длительного развития. На востоке выделяется пограничная с сушей обширная область Восточной карбонатной платформы, близкой по строению к меловой платформе суши и наследующей отдельные ее структурные зоны, протягивающиеся в пределах шельфа. Западнее прослеживается зона Центрального депоцентра, представляющего крупную впадину, выполненную третичным (в основном миоценовым) комплексом. Осадки последнего перекрывают трансгрессивно положительные структуры подсолевого комплекса и фундамента. В депоцентре восточнее площади Кибеле и на площади Мусанга сохранились реликты меловой карбонатной платформы, слагающие ядра крупных инфраструктур. Далее к западу расположена Западная карбонатная платформа. Эта зона, в общем, сохраняет те же черты строения, что и Восточная платформа, но отличается более широким развитием мощных соленосных отложений и значительными размерами локальных структур. Четвертая геоструктурная зона - Западный депоцентр - образует внешнее структурное обрамление шельфовой области НГБ и выполнена более мощным, нежели в Центральном депоцентре, комплексом миоцен-плиоценовых и, возможно, палеогеновых осадков. В последних двух зонах месторождения нефти и газа пока не выявлены. В каждой из них, и особенно в депоцент-рах, содержатся значительные объемы нефтегазоматеринских пород, обладающих высоким нефтепроизводящим потенциалом (в породе автохтонных УВ 500 г/м³ при смешанном типе ОВ). Это указывает на преимущественную генерацию жидких УВ.

Стадийный характер нефтеобразования в НГБ Конго подтверждается наблюдаемым четким распределением УВ в разрезе площади Килума (скв. 1 и 2) в Центральном депоцентре. Здесь до глубины 1600- 1800 м отмечается зона метановых УВ, до 2500 м -метано-пентановых и жидких УВ, а глубже 2500 м - преимущественно жидких УВ.

Рассмотрим важнейшие особенности нефтегазонакопления в структурно-фациальных зонах шельфа.

Восточная платформа. В пределах этой зоны формирование залежей происходит в терригенных коллекторах подсолевого и эоценового комплексов в структурных и структурно-литологических ловушках, а также в карбонатных коллекторах формации Пинда главным образом на структурах с развитием барьерных или береговых рифовых фаций. Основные очаги и зоны нефтегенерации связаны здесь, по-видимому, с погруженной западной окраиной платформы, где нефтематеринские породы мела и палеогена - нижнего миоцена залегают глубже 2000 м в условиях главной зоны нефтеобразования (ГЗН). Темп накопления нефтепроизводивших осадков достигал 40-60 м/млн. лет [2]. Кроме собственных источников нефтегенерации большое значение для образования скоплений нефти и газа на Восточной платформе имела также одна из основных зон нефтесбора, отвещающая Центральному депо-центру, откуда мигрировали жидкие и газообразные УВ в прилегающие коллекторы платформы. Определяющим фактором формирования залежей является структурный.

Зоны нефтегазонакопления структурного типа характеризуются субмеридиональным простиранием. Образование залежей в них в целом соответствует схеме дифференциального улавливания УВ.

Анализ палеотектонических условий нефтегазонакопления на Восточной платформе показывает также зависимость фазовой характеристики УВ от возраста структурных ловушек: локальные поднятия мелового заложения (Етеле-Тампа, Кунтала, Матади, возможно Гароупа) содержат в карбонатных коллекторах формации Пинда преимущественно залежи нефти с увеличивающимся газовым фактором по мере погружения, а миоценового - залежи газа (Луа, Малева). Это обусловлено выходом к миоценовому времени нефтематеринских пород мела из ГЗН и генерацией газообразных УВ (в условиях главной зоны газообразования). На нефтяных месторождениях Ессунго, Етеле-Тампа, Босо, Полво в песчаных коллекторах эоцена преобладают нефтяные скопления; залежи в основном структурно-литологического типа. Последние данные сейсморазведочных работ в различных модификациях ОГТ на шельфе Северной Анголы свидетельствуют о существовании здесь значительного резерва перспективных структур.

Центральный депоцентр. В этой зоне возможно нефтегазоносными являются поровые коллекторы формаций Малембо и Иабе в условиях структурных, структурно-литологических и, возможно, запечатанных (по Л.Д. Виноградову) ловушек. Депо-центр представляет крупную нефтегазосборную зону с четко выраженной вертикальной геохимической зональностью УВ, фиксируемой на площади Килума. Нижняя часть осадочной толщи (эоцен, частично олигоцен), находящаяся в условиях глубин погружения более 2-2,5 км в зоне активного нефтеобразования, является основным поставщиком жидких УВ в породы-коллекторы эоцена, а верхняя (миоцен) - газообразных УВ в песчаные горизонты миоцена. С этими горизонтами связываются первоочередные перспективы поисков залежей в литологически запечатанных ловушках по бортам депоцентра и на инфраструктурах, установленных сейсморазведочными работами последних лет.

Западная платформа. Согласно новым материалам сейсморазведки, здесь можно предполагать наличие целого ряда крупных структурных ловушек, сложенных карбонатными коллекторами (доломиты и известняки участками, возможно, рифогенные) нижнего мела и терригенными (песчаники, алевролиты) эоцена и подсолевого комплекса. Благоприятные палеобатиметрические условия в раннемеловом бассейне указывают на возможность существования в зоне небольших рифов островного типа. Наличие западнее платформы нового крупного депоцентра, выполненного мощными нефтематеринскими формациями палеогена - нижнего миоцена, позволяет рассчитывать на существование зон нефте- и газонакопления. В свете указанной схемы образования залежей преимущественно нефтяной характер насыщения структурных ловушек и формирование зон нефтенакопления ожидаются вдоль восточного гребня платформы, а в основном газовый - по западному ее склону. При прогнозировании фазового типа УВ в залежах следует учитывать наличие более мощных, по сравнению с Восточной платформой, нефтегазоматеринских глинистых толщ в условиях возрастающих глубин их погружения, а также мощных и широко развитых соленосных отложений. Все это создавало благоприятные условия для образования местных очагов генерации нефти и газа, которые с учетом времени заложения структурных ловушек, о чем отмечалось выше, влияли на тип углеводородного флюида.

Западный депоцентр. Эта зона сформировалась в пририфтовых условиях и так же, как Центральный депоцентр, сложена терригенными формациями палеогена и неогена. Возрастание мощности нефтематеринских пород в условиях значительных, глубин их погружения обеспечивало генерацию жидких и газообразных УВ. По-видимому, большая часть жидких УВ мигрировала в смежную область платформы, благодаря чему в депоцентре ожидается преимущественное формирование зон газонакопления и в меньшей степени газонефтенакопления. Увеличение мощности соленосных отложений и развитие диапиризма создавали предпосылки для образования здесь крупных структур с хорошими коллекторами трещинно-порового типа.

Рассмотренные особенности строения и размещения нефтегазоносности в пририфтовом осадочном бассейне Северной Анголы являются общими для пририфтовых нефтегазоносных бассейнов Западной и Восточной Атлантики, в частности Западной Африки и Бразилии [3, 4]. Специфика геологического строения таких бассейнов, определяемая чередующимися динамически устойчивыми зонами карбонатной платформы и сопряженными с ними мобильными зонами депоцентров, представляющими: элементарные суббассейны, отличает их от обычных НГБ периокеанического типа. Это определяет относительную самостоятельность нефтегенерации и нефтегазонакопления в каждой смежной структурной паре и требует применения соответствующего генетического подхода при изучении условий формирования месторождений, выяснении условий их размещения и определении нефтяного потенциала.

Важнейшие показатели размещения нефтегазоносности и оценки нефтяного потенциала, разработанные ранее [2], с несущественными коррективами могут быть рекомендованы в качестве характерных при разработке научной основы поисков нефти и газа в пририфтовых мезозойских бассейнах Анголы. Расчеты нефтяного потенциала для каждого суббассейна и бассейна в целом целесообразно выполнять по наиболее эффективной методике оценки масштабов генерации и аккумуляции УВ, учитывающей катагенетическую эволюцию НГБ для мезозойских осадочных бассейнов. Масштабы генерации УВ и нефтегазонакопления определяются по формулам.

Q_ГН = VrОВ(gb);

Q_ак = Q_гнk_Э/k_ак МЛН. Т (ИЛИ млрд. М³),

где V-объем глинистых пород (км³); r - плотность глин (г/см³, т/м³); ОВ - содержание органического вещества в изучаемом комплексе; g и b - коэффициенты генерации газообразных и жидких УВ; k_Э и k_ак - коэффициенты эмиграции и аккумуляции УВ. Сходство строения и условий нефтегазонакопления между НГБ Конго и расположенным южнее в пределах суши и шельфа Центральной Анголы нефтегазоносным Кванзийским бассейном позволяет считать не менее высоким нефтяной потенциал шельфа Кванзы.

1. Брод И.О. Основы учения о нефтегазоносных бассейнах. М., Недра, 1964.
2. Дьяконов А.И. Прогноз нефтегазоносности в связи с тектоническими условиями размещения месторождений нефти и газа в Западном Предкавказье. - Геология нефти и газа, 1976, № 12 , с. 9-14.
3. Brown L. F., Fisher W. L. Seismic-Stratigraphic interpretation of Depositional Systems: Examples from Brazilian Rift and Pull-Apart Basins. - AAPG Bull., 1977,No. 2, p. 213-248.
4. Cardoso С. Aspectos gerais da prospeccao de petroleo em Angola, XXXI Congresso Brasileiro de Geologia, 1980.

Таблица

Размещение залежей нефти и газа в месторождениях шельфа Северной Анголы

Залежи: - нефтяные, - газовые и газоконденсатные.

Рисунок

Схема тектонического и нефтегеологического районирования шельфа Северной Анголы.

1 - границы НГБ; 2 - границы основных геоструктурных зон; 3 - выход на поверхность докембрийского фундамента; 4 - границы предполагаемых зон развития рифовых массивов: а - берегового тина, б - барьерного, в - островного; прогнозируемые зоны нефтегазонакопления: 5 - преимущественно нефтенакопления, 6 - нефтегазонакопления, 7 - преимущественно газонакопления; месторождения: 8 - нефти, 9 - газа; 10 - разведочные площади; 11 - изобата. I - Восточная платформа; II - Центральный депоцентр; III - Западная платформа; IV - Западный депоцентр.

Месторождения нефти и газа и разведочные площади (цифры на схеме): А - нефтегазоносный бассейн Конго: 1 - Марина, 2 - Босо, 3 - Ессунго, 4 - Муссанга, 5 - Килума, 6 - Кунтала, 7 - Серейа, 8 - Кинфукена, 9 - Нзомбо, 10 - Лумуено, 11 - Луанго, 12 - Кингила, 13 - Кифума, 14 - Етеле-Тампа, 15 - Луа, 16 - Малева, 17 - Матади, 18 - Гароупа, 19 - Полво, 20 -Кабеса де Кобра, 21 - Паланка; В - нефтегазоносный бассейн Кванза; 22 - Какуако, 23 - Бенту, 24 - Муленвош, 25 - Легуа, 26 - Кингела, 27 - Бенфика