Перспективы поисков крупных месторождений нефти и газа на шельфе Анголы

А.И. ДЬЯКОНОВ (Союзтермнефть), Г.М. УСАНОВ (ИГиРГИ), К. КАРДОЗО (НРА), А.А. АЛЕКСЕЕВ (Краснодарнефтегеофизика)

Выявление в последние годы на шельфе Анголы ряда нефтяных месторождений, в том числе крупных и средних (Такула, Малонго, Паланка и др.), свидетельствует о перспективности и высоком нефтяном потенциале слагающих его осадочных мезозойско-кайнозойских формаций.

Важнейшие показатели нефтенакопления в пририфтовых нефтегазоносных бассейнах, характерных для ангольского шельфа, - историко-тектонические и формационно-геохимические. Наиболее типичны первые. Специфика комплексного применения их для мезозойских осадочных басейнов молодых платформ и пририфтовых нефтегазоносных бассейнов шельфа Северной Анголы была показана ранее [1, 2]. Этими исследованиями установлена тектоническая закономерность нефтенакопления в пририфтовых НГБ, базирующаяся на дифференциации их на относительно стабильные зоны меловой “карбонатной платформы” и мобильные кайнозойские “депоцентры”, представляющие элементарные суббассейны (Под “карбонатной платформой” понимаются крупные приподнятые горстообразные зоны, сложенные карбонатными и карбонатно-терригенными формациями мела. “Депоцентры” (синоним - эрозионный врез) - крупные грабенообразные эрозионные впадины, выполненные преимущественно терригенными образованиями кайнозоя.). Она состоит в том, что максимальные масштабы генерации УВ в целом приурочены к депоцентрам, а нефтяных УВ - к локальным прогибам в пределах платформ. Зонами наиболее активной аккумуляции нефти являются краевые впадины платформ, а газа и конденсатной нефти - инфраструктуры и региональные зоны выклинивания в депоцентрах. Такое размещение УВ, по-видимому, общее для пририфтовых НГБ Атлантики и подтверждается сходством строения пририфтовых НГБ Бразильского шельфа и шельфа Анголы [3, 4].

Атлантический шельф Анголы протягивается более чем на 1000 км от Кабинды на севере до Мосамедеша на юге и включает крупные области мезозойского прогибания, которые рассматриваются как пририфтовые (периокеанические по Б.А. Соколову) осадочные НГБ. С севера на юг выделяются НГБ Кабинда, Конго, Кванза и Мосамедеш ( рис. 1 ). Для каждого из них весьма характерно наличие относительно стабильных зон меловой карбонатной платформы с органогенными образованиями и “подвижных” кайнозойских депоцентров. В пририфтовых НГБ в направлении континентального склона размеры и объем осадков в депоцентрах увеличиваются. Одновременно растут потенциальные возможности нефтенакопления в краевых впадинах смежных платформ. Пририфтовая природа НГБ подтверждается широким развитием в их основании серии эпиконтинентальных дорифтовых и синрифтовых образований юры - неокома.

Для сравнительной характеристики масштабов нефтенакопления в НГБ использован оптимальный комплекс историко-динамических и геохимических показателей, важнейшие из которых - темп седиментации, время заложения и скорость роста ловушек, мощность и соотношение резервуарных и экранирующих пород, фациально-генетический тип и количество исходного ОВ и степень его катагенетического преобразования. В ориентировочных расчетах удельных плотностей генерации и аккумуляции УВ на базе предложенных уравнений [2] широко использовались геолого-геохимические аналоги.

НГБ Кабинда генетически тесно связан с НГБ Конго, имеет площадь в пределах шельфа около 10 тыс. км² при мощности юрско-мелового и кайнозойского осадочного выполнения от 3,5 до 6,5 км. Доминирующую роль в строении бассейна играет карбонатная меловая платформа, слагающая внешнюю зону шельфа, и ограниченная с запада крупным депоцентром (см. рис. 1 ), прослеживающимся к югу через НГБ Конго и Кванза, В глубинном строении платформы, имеющей ступенчато-блоковый характер, выделяется ряд погребенных антиклинальных линий с выступами докембрийского фундамента в ядрах структур. Наиболее четко прослеживаются антиклинальные зоны Малонго-Север, Малонго-Запад, Камбала, Такула и Ндола ( рис. 2 ).

В пределах платформы развиты эпиконтинентальные дорифтовые (юра - неоком) формации Веба-Детритуш и Лукула мощностью от 20-30 до 300 м; Букомази - эпиконтинентально-морская глинисто-карбонатная синрифтовая (нижний апт) мощностью от 300 до 600 м с фациальным эквивалентом - карбонатной подформацией Тока органогенного (рифового) происхождения мощностью до 200- 250 м; соленосная формация Лоеме (верхний апт) мощностью от 300 до 600 м и более; Пинда - эпиконтинентально-морская, карбонатно-терригенная предположительно с органогенными (рифогенными) образованиями во внутренней зоне шельфа (альб-сеноман) мощностью до 800-1000 м; Йабе (меловая)-морская терригенно-карбонатная (турон-сенон) мощностью от 200-300 до 1000 м; Йабе (третичная) - морская терригенная (палеоцен-эоцен) мощностью от 100 до 750 м; Малембо - мелководно-морская и эпиконтинентальная (олигоце-миоцен) мощностью от 100-200 до 3000 м и более. В НГБ выявлено восемь нефтегазовых месторождений, в том числе четыре крупных (Такула, Кунгула, Малонго-Север, Малонго-Запад). Промышленная нефтегазоносность связана с меловыми формациями. Нефтематеринскими в НГБ являются глины формаций Букомази, Пинда, Йабе и олигоцен-нижнемиоценовых пород Малембо, которые содержат в среднем до 1,2-1,5 % Сорг и до 0,1-0,15 % хлороформенного битумоида. Наиболее высоким нефтепроизводящим потенциалом (в породе автохтонных УВ до 1500 г/м³ и более) обладают глинистые породы Букомази и другие нефтематеринские породы. Степень катагенеза доминирующего ОВ смешанного типа изменяется от ПК₃-MK₁ (Малембо) до MК₄ (Букомази), что обеспечивает оптимальные условия для генерации и накопления нефти в бассейне.

Наибольшие объемы резервуарных пород мощностью от 40 до 200 м, приуроченные к песчаникам формаций Лукула, Пинда, Йабе, Малембо, а также к биогермо-рифогенным породам подформации Тока, развиты в западном направлении, и особенно в краевой зоне платформы.

Данные бурения на площадях Кунгула, Такула, Камбала, Ливуйте и Ндола указывают на возможность фациального замещения во внутренней зоне шельфа эпиконтинентально-морских фаций Пинды типично морскими с появлением мощных рифогенных пород по западному краю платформы. В депоцентре бурением подтверждено наличие мощных (40- 80 м) промышленно нефтеносных песков олигоцена - нижнего миоцена формации Малембо.

Формирование очагов нефтегенерации обусловлено темпом седиментации, составляющим в пределах карбонатной платформы 50- 60 м/млн. лет и более, в депоцентре 80- 120 м/млн. лет [2]. Другая особенность нефтенакопления в бассейне - приуроченность практически всех нефтяных месторождений к структурным ловушкам раннемелового заложения, темп роста которых на этапах, предшествовавших главной фазе нефтеобразования (ГФН) и на самом этапе ГФН (для олигоцен-эоценовых отложений), превышал 40- 50 м/млн. лет. Газовые залежи генетически связаны с локальными поднятиями, имеющими невысокие скорости роста (до 20- 30 м/млн. лет), их формирование обусловлено выходом к миоценовому времени меловых нефтематеринских пород из ГЗН и генерацией газа в главной зоне газообразования.

В свете этих данных оптимальные условия генерации и аккумуляции УВ в НГБ Кабинда отмечаются в зоне прибрежной платформенной впадины, расположенной восточнее месторождения Малонго, и во впадинах внешней краевой зоны платформы, а также в кайнозойском депоцентре, где темп седиментации достигал 120 -150 м/млн. лет. Здесь предполагаются наиболее высокие плотности генерации (2500-3000 тыс. т/км³) и аккумуляции (1500-2000 т/км³) нефти. Для газа (при смешанном типе ОВ) они, ориентировочно составят соответственно 2000 млн. м³/км³ и до 15 тыс. м³/км³.

Сочетание благоприятных геохимических и геологических условий накопления нефти и газа создает предпосылки для формирования крупных нефтяных залежей в краевой зоне карбонатной платформы, западнее структурной линии Ливуйте и в смежном депоцентре. Увеличение мощности эвапоритовых отложений и развитие диапиризма способствовали образованию в краевой зоне платформы крупных структур с коллекторами трещинно-порового и трещинно-кавернозного типов в карбонатно-терригенном разрезе Пинды и доломитах Токи. Наиболее перспективны для поиска крупных месторождений структурные зоны Ндола и Ливуйте. В смежной краевой зоне депоцентра основные перспективы следует связывать с мощными песками олигоцена - нижнего миоцена вдоль границы с платформой.

Нефтегазоносный бассейн Конго имеет размер около 25 тыс. км² и отделяется от расположенного южнее НГБ Кванза Амбришским выступом фундамента [2]. Так же, как и в НГБ Кабинда, главную роль в размещении основных зон нефтегазонакопления здесь играет установленная для пририфтовых нефтегазоносных бассейнов дифференциация области на субмеридиональные зоны меловой карбонатной платформы и кайнозойские депоцентры (см. рис. 1 ). На востоке расположена обширная область Восточной карбонатной платформы, наследующей отдельные структурные зоны суши Конго, протягивающиеся в пределы шельфа. Западнее выделяется зона Центрального депоцентра, где кайнозойские осадки трансгрессивно перекрывают положительные структуры подсолевого комплекса и фундамента. В депоцентре отмечаются реликты меловой карбонатной платформы. Далее к западу находится Западная карбонатная платформа, характеризующаяся более широким развитием соленосных отложений и значительными размерами локальных структур. Анализ палеобатиметрических условий в раннемеловом бассейне показывает широкое распространение мощных органогенных и оолитовых карбонатов, приуроченных к локальным поднятиям Восточной и частично Западной платформ. Четвертая зона - Западный депоцентр - образует внешнее обрамление изученной части НГБ и выполнена более мощным, чем в Центральном депоцентре, комплексом кайнозойских осадков.

Осадочные породы бассейна представлены формациями мелового, палеогенового и миоценового возраста, их мощность от 4 до 8 км [2].

В бассейне в пределах шельфа выявлены 14 нефтяных и газовых месторождений. Промышленная нефтегазоносность связана в основном с формациями Йабе (третичная) и Пинда. Нефтематеринскими в НГБ являются битуминозные глинистые породы Букомази, глинистые породы Пинды и олигоцена - нижнего миоцена формации Малембо, характеризующиеся достаточно высоким нефтепроизводящим потенциалом (до 500 г/м³ и более). ОВ в основном сапропелево-гумусового состава, изменяется от ПК3 - MK1 в Малембо до МК₄ в Букомази, что свидетельствует о стадийности нефтегазообразования в бассейне. Это подтверждается вертикальной геохимической зональностью УВ в разрезе площади Килума [2].

Размещение резервуарных пород в НГБ для большинства поднятий раннемелового заложения, как показали исследования, характеризуется приуроченностью наиболее мощных органогенных и оолитовых карбонатов нижнего мела и песчаников эоцена к древним сводам структур, смещенным по отношению к современному меловому своду на 0,5-1,5 км в западном направлении. Песчаные резервуары с эффективной мощностью от 20-30 до 100 м и более отмечаются в кайнозойских депоцентрах. Зоны с мощными доломитами (до 200 м в сводовых частях древних структур) предполагаются на большей части Восточной платформы (см. рис. 1 ).

Основные очаги генерации нефти в НГБ Конго так же, как в осадочном бассейне Кабинды, связаны с участками наиболее высокого темпа седиментации (для нормально морских отложений) в локальных прогибах платформ и в депоцентрах. Последние благодаря значительным объемам нефтематеринских (до 5000 км³) и резервуарных (до 1000 км³) пород рассматриваются в качестве областей нефтегазосбора.

Скопления нефти приурочены главным образом к ловушкам раннемелового заложения и активного развития (месторождения Палан-ка, Покасса, Етеле-Тампа, Кунтала), а газа - к структурам миоценового заложения и менее активного роста. Это в равной мере относится к эоценовым нефтяным залежам с соответствующим “сдвигом” во времени: позднемиоценовое время заложения ловушек типично для газовых залежей.

Наиболее высокие значения плотностей генерации и аккумуляции нефти и газа (до 2000-2500 тыс. т/км³, более 1500 т/км³ и около 2000 млн. м³/км³, 10-15 тыс. м³/км³) показательны для западной погруженной зоны Восточной и большей части Западной платформ. Нефтегазовый потенциал Центрального депоцентра несколько ниже. Эти зоны следует считать наиболее перспективными для поисков крупных месторождений нефти и газа. Первоочерёдными объектами должны являться крупные структуры в зонах развития доломитов нижней Пинды к западу от структурных зон месторождений Паланка и Етеле-Тампа. Здесь же могут оказаться продуктивными мощные песчаные горизонты палеогена. Крупные нефтегазовые месторождения в карбонатных резервуарах мела ожидаются на Западной платформе, где имеется значительный резерв структур с высоким нефтяным потенциалом. Открытие газонефтяных месторождений в мощных песках олигоцена - нижнего миоцена возможно на инфраструктурах Центрального депоцентра, и прежде всего в зоне восточного борта, характеризуемой более высоким газонефтяным потенциалом.

Нефтегазоносный бассейн Кванза площадью около 20 тыс. км² отделяется от расположенного южнее осадочного бассейна Мосамедеш Новоригонским выступом фундамента. Мощность осадочного чехла составляет 3-6 км. Нефтегазоносность бассейна в пределах шельфа прогнозируется исходя из прямого продолжения в акваторию структурно-формационных зон суши Кванза с доказанной промышленной нефтегазоносностью (10 нефтяных и газовых месторождений в формациях мела, палеогена и миоцена). Основной тектонический фактор размещения прогнозируемой нефтегазоносности, как и в НГБ Конго, - чередование зон карбонатной платформы и кайнозойских депоцентров. Через весь бассейн протягиваются две меловые карбонатные платформы - Восточная и Западная, разделенные Центральным депоцентром и ограниченные с востока депоцентром Прайя, а с запада - Западным депоцентром (см. рис. 1 ). Депоцентр Прайя сопрягается на востоке с меловой платформой суши Кванза. Далее к югу большая часть шельфа занята меловой платформой. С запада она ограничена Западным депоцентром. Платформенные зоны осложнены рядом локальных поднятий, большинство из которых характеризуется высокой тектонической активностью; часть из них больших размеров. Крупные структуры преобладают также в пределах Западной платформы.

В НГБ Кванза развиты формации: Подкуво, Куво Вермелью и Куво серая - эпиконтинентально-морские терригенные (юра - неоком) общей мощностью от первых десятков метров до 1600 м; соленосная (апт) мощностью от нуля до 1200 м; Бинга, Туенза, Катумбела - морские карбонатно-терригенные и биогенные (верхи апта - альб) общей мощностью от 30 до 1000 м; Кабо-Ледо, Итомбе, Нголоме, Теба - морские терригенно-карбонатные (верхний мел) общей мощностью от 200 до 600 м; Гратидао, Кунга - морские терригенно-карбонатные (палеоген) мощностью от 200 до 800 м; Кифангондо, Луанда - морские (олигоцен - нижний миоцен) и эпиконтинентальные (средний миоцен-плиоцен) мощностью от 1000 до 3000 м (в депоцентрах). Резервуарные свойства пород в НГБ, как показывает анализ геофизических данных и материалов бурения, улучшаются на платформах в меловых отложениях, где отмечаются наиболее мощные карбонатные резервуары, и в депоцентрах в палеоген-нижнемиоценовых. Кроме того, в формациях Бинга, Туенза и Катумбела развиты органогенные известняки мощностью от 100 до 800 м. Несмотря на проблематичность сейсмогеологической интерпретации рифогенных массивов, их существование подтверждается наличием аналогов в близких структурных условиях в пределах меловых карбонатных платформ НГБ Конго, а также на суше Кванза на поднятии Кабо-Ледо. Наиболее крупные доломитовые резервуары прогнозируются на Западной платформе. Здесь перспективны также песчаные резервуары формаций Куво и Подкуво. В депоцентрах широко распространены мощные (от 30-40 до 100 м) горизонты песков формации Кифангондо.

Основные нефтематеринские породы - глины и глинистые мергели эоцена и глины оли-гоцена - нижнего миоцена - обладают высоким нефтепроизводящим потенциалом (до 1000 г/м³) и развиты в депоцентрах, особенно широко в Центральном. Высокий темп седиментации при степени катагенетического изменения ОВ МК₂ способствовал образованию здесь мощного очага генерации нефти и газа. Последний обеспечил формирование на суше Кванза сингенетичных нефтяных и газовых залежей (Кенгела-Север, Кенгела-Юг, Легуа). Не меньшим потенциалом обладают нефтематеринские глинистые породы подсолевого комплекса - аналоги Букомази и отчасти альба - формации Туенза-Катумбела, характеризуемые по данным скв. Агия 1 степенью (расчетной) катагенеза OB MK₄, что свидетельствует о завершении активного нефтеобразования к миоценовому времени. В краевых частях платформ в условиях темпа седиментации 50 м/млн. лет и более формировались очаги генерации нефти, поставлявшие УВ в смежные структурные зоны меловых платформ. Этот вывод подтверждается данными по смежной суше, где в зонах платформ открыт ряд нефтяных месторождений (Бенфика, Какуакс, Тобиаш и др.).

Основные перспективы выявления крупных месторождений нефти и газа в НГБ связаны с изучением доломитовых массивов в пределах значительных по размеру структур на Западной и Восточной платформах, а также - эоцен-нижнемиоценовых песчаных горизонтов в Центральном депоцентре. В качестве первоочередных объектов поисково-разведочного бурения рекомендуются сейсмические структуры, отмеченные на рис. 1 .

Нефтегазоносный бассейн Мосамедеш размером около 10 тыс. км² наименее изучен, он расположен главным образом в пределах континентального склона. На долю шельфа приходится примерно 10 % его площади. Несмотря на отсутствие прямых признаков нефтегазоносности слагающих НГБ формаций, перспективность их рассматривается по аналогии с нефтегазоносными формациями соседнего НГБ Кванза. В тектоническом отношении бассейн представлен карбонатной платформой, отделенной от платформы суши Мосамедеш крупным субмеридиональным разломом. По данным сейсморазведки, платформа предположительно осложнена тремя субмеридиональными структурными зонами, определяющими тектоническую специфику размещения прогнозируемой нефтегазоносности, т.е. приуроченность очагов генерации УВ к грабенообразным впадинам, а зон нефтенакопления - к разделяющей их полосе крупных поднятий (см. рис. 1 ). На западе НГБ меловая платформа в пририфтовой зоне Ансештрал, возможно, граничит с кайнозойским депоцентром и по разлому - с вулканогенами или более древними образованиями океанического ложа. По результатам сейсмических исследований и аналогии с НГБ Кванза осадочный бассейн сложен серией Ансештрал - эпиконтинентальные, реже морские, терригенные грубообломочные образования (юра) мощностью до 1000 м; эквивалентом формации Подкуво - эпиконтинентальные терригенные грубообломочные отложения (юра (?) - неоком) мощностью от первых десятков метров до 200 м; аналогом формации Куво - эпиконтинентально-морские терригенные породы (неоком - апт) мощностью до 500 м; эквивалентом формаций Бинга-Катумбела - в основном морские терригенно-карбонатные отложения (альб) мощностью от 50-60 до 800 м; аналогом Кабо-Ледо-Теба - морские терригенно-карбонатные образования (верхний мел) мощностью от 100 до 600 м; палеоген-миоценовой серией - эпиконтинентально-морские терригенные осадки общей мощностью от 500 до 3000 м.

По аналогии с НГБ Кванза возможные промышленные резервуары на меловой карбонатной платформе карбонатные, в том числе органогенные в альбском разрезе. Кроме того, перспективны песчаные резервуары в подсолевом комплексе (эквиваленты Куво и Подкуво). Песчаные резервуары мощностью до 150- 200 м ожидаются также в терригенном разрезе кайнозоя внешней зоны шельфа и в депоцентре.

Близкие глубины залегания (от 2 до 4 км) и характер катагенетической эволюции осадочного бассейна Мосамедеш при ожидаемых нефтепроизводящих свойствах, синхронных с НГБ Кванза нефтематеринских глинистых пород (по-видимому, 200-500 г/м³), позволяют сделать вывод о масштабах генерации, обеспечивающих формирование здесь месторождений нефти и газа. Наиболее вероятные зоны нефтенакопления по темпу седиментации меловых осадков - структурные зоны западной окраины карбонатной платформы, а для кайнозойских очагов генерации - восточный борт депоцентра.

Из-за крайне слабой изученности бассейна прогноз поисков месторождений нефти и газа в известной мере условен. Более перспективны поиски нефтяных и газовых месторождений (с предварительной постановкой детальных сейсмических исследований) в структурных, литолого-стратиграфических и запечатанных ловушках в пограничной зоне карбонатной платформы и депоцентра (см. рис. 1 ).

На основании вышеизложенного следует, что ведущий фактор формирования пририфтовых НГБ и очагов генерации УВ на шельфе Анголы - темп седиментации (в условиях морского генезиса осадков), с ростом которого увеличиваются масштабы генерации УВ, размещение же нефтегазоносности в них зависит от времени заложения и темпа формирования структурных ловушек. Подобно установленным зависимостям для осадочных бассейнов молодых платформ [1] интенсивность и степень заполнения структурных ловушек нефтью увеличиваются пропорционально темпу их роста. Наиболее значительным нефтяным (и газовым) потенциалом, определяющим открытие крупных месторождений на шельфе Анголы, обладают нефтегазоносные бассейны (в порядке уменьшения нефтяного потенциала) Конго, Кабинда и Кванза с первоочередными поисковыми объемами преимущественно в краевых зонах меловых платформ и смежных с ними частях депоцентров. Перспективное планирование геологоразведочных работ на шельфе Анголы должно учитывать необходимость концентрации их на первоочередных объектах, что обеспечит высокую эффективность поисков.

Рассмотренная динамика формирования очагов генерации УВ и зон нефтенакопления - общая для периокеанических НГБ и их генетической разновидности, в частности пририфтовых осадочных бассейнов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дьяконов А.И. Основные тектонические факторы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. - Труды ВНИИКРнефть, Краснодар, 1976, вып. 11, с. 13-22.
2. Кардозо К., Дьяконов А.И., Ройтман Л.А. Закономерности размещения залежей нефти и газа в осадочных бассейнах пририфтовых зон (на примере нефтегазоносного бассейна Конго шельфа Северной Анголы). - Геология нефти и газа, 1982, № 3 , с. 52-57.
3. Назаркин Л.А. Влияние темпа седиментации и эрозионных срезов на нефтегазоносность осадочных бассейнов. Саратов, изд. СГУ,1979.
4. Cardoso С. Aspectos gerais da prospeccaode petroleo era Angola, XXXI Congresso Brasileiro de Geologia, 1980.
5. Brown L.F., Fisher W.L. Seismic-Stratigraphic Interpretation of Depositional Systems: Examples from Brazilian Rift and Pull-Apart Basins. - AAPG Bull., 1977, N 2, p. 213-248.

Поступила 7/VI 1982 г.

Рис. 1. Схема нефтегеологического районирования прогнозируемых зон размещения крупных нефтегазовых месторождений шельфа Анголы.

1 - границы НГБ; 2- границы основных геоструктурных зон; 3 - выход на поверхность докембрийского фундамента; 4 - предполагаемые зоны развития рифовых доломитов и пририфовых карбонатов: а - берегового типа, б - барьерного и островного типов; прогнозируемые зоны накопления: 5 - нефти, 6 - нефти и газа, 7- газа, 8 - основные месторождения: а - нефтяные, б - газовые; 9 - разведочные площади; 10 - зоны прогнозируемого выявления крупных месторождений нефти и газа; 11 - изобата; 12- линии геологических профилей (см. рис. 2). Нефтегазоносные бассейны: А' - Кабинда; А - Конго; Б - Кванза; В - Мосамедеш. Основные геоструктурные зоны: I - Восточная карбонатная платформа, Iа - то же, на суше; II - Центральный кайнозойский депоцентр, II' - депоцентр Прайя, IIа - кайнозойские депоцентры на суше; III- Западная карбонатная платформа; IV - Западный депоцентр. Основные месторождения нефти и газа и разведочные площади: 1 - Эмеравде, 2 - Такула, 3 - Малонго-Север, 4 - Малонго-Запад, 5 -Ндола, 6 - Кабинда, 7 -Ливуйте, 8- Камбала, 9 -Марина, 10 - Ессунго, 11 - Мусанга, 12 - Килума, 13 - Кунтала, 14 - Серейа, 15 - Кинфукена, 16 - Нзомбо-Пангала, 17 - Кингила, 18 - Этале-Тампа, 19 - Гароупа, 20 - Кабеса де Кобра, 21 - Паланка, 22 - Сулеле, 23 - Покаса, 24- Какуако, 25 - Бенту, 26 - Муленвош, 27 - Кенгела-Север, 28 - Бенфика, 29 - Галинда, 30 - Тобиаш

Рис. 2. Геологические профили через шельф Анголы.

Предполагаемые резервуары: 1 - песчаные, 2 - карбонатные (в основном доломитовые), 3 - вторичные доломитовые; 4 - залежи нефти: а - установленные, б - предполагаемые; I, II, III, IV, Iа - основные геоструктурные зоны; 5 - фундамент