Геодинамика и перспективы нефтегазоносности южной части Атлантического океана: На примере НГБ дельты Нигера и НГБ Камерун-Кванза тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Мбилу Юрбен Гампью

• Мбилу Юрбен Гампью
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Мбилу Юрбен Гампью

Введение

Глава 1. История изученности нефтегазоносных бассейнов Южной Атлантики

Глава 2. Геодинамика Южной Атлантики и современная модель нефтегазообразования

Глава 3. Геологическое строение Южной Атлантики

3.1. Восточный сектор Южной Атлантики

Дельты и подводные конусы выносов рек Конго и Нигер

3.2. Западный сектор Южной Атлантики

Глава 4. Нефтегазоносность Южной Атлантики

4.1. НГБ дельты Нигера, НГБ Камерун-Кванза, НГБ Восточной Бразилии и Аргентины

4.2. Классификация нефтегазоносных бассейнов по степени геодинамической возбужденности

Глава 5. Методика оценки ресурсов нефти и газа

Глава 6. Оценка ресурсов нефти и газа в Южной Атлантике

6.1. Оценка ресурсов нефти и газа в бассейне Дельты Нигера

6.2. Оценка ресурсов нефти и газа в бассейне Камерун-Кванза Заключение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геодинамика и перспективы нефтегазоносности южной части Атлантического океана: На примере НГБ дельты Нигера и НГБ Камерун-Кванза»

В XXI веке нефть и газ продолжают играть ключевую роль в обеспечении жизнедеятельности человечества. Они являются не только одним из основных энергоносителей, обеспечивающих функщюнирование всей хозяйственной деятельности, включая промышленность, транспорт, но и служат ценнейшим сьфьем для нефтихимии. Прирост разведанных запасов нефти в 3 4 раза ниже её годового потребления, поэтому восполнение ресурсной базы определяет состояние и развитие народного хозяйства любого региона.В этой связи особое значение приобретает применение современных методов оценки ресурсов нефти и газа, основанных на глубокой геодинамической характеристике осадочно-породных бассейнов. На кафедре гидрогеологии, инженерной и нефтегазовой геологии Ростовского Государственного Университета с 1998 года производится оценка ресурсов углеводородов территорий и акваторий России хронобаротермическим вариантом объемно-генетического метода профессора А.Н. Резникова. По заказам предприятий определены ресурсы нефти и газа на глубинах до 8,5 км Туапсинского прогиба Черного моря, Кергенско-Таманского шельфа, юга Азовского моря, шельфа Каспийского моря.Южная Атлантика является одним из самьпс богатых в смьюле нефтегазоносности регионов мирового океана. Здесь в пределах НГБ Кампус (Бразилия) установлен Мировой рекорд глубоководного бурения - 2777 м, и промышленные притоки нефти и газа получены при глубинах океана - 2400 м.НГБ дельты Нигера является богатейшим в Африке. Запасы нефти и газа приурочены к гигантскому кайнозойскому конусу вьшоса, который прослеживается по континентальному склону вплоть до глубин 3 - 4 км. В 1999 году на изобате 1500 м открыто месторождение Агбами с извлекаемыми запасами нефти около 240 млн.т. Многочисленные лицензионные блоки выделены на батиметрических отметках от 2000 м до 4000 м, содержащих прогнозные ресурсы углеводородов. Большие перспективы также связанны с разбуриванием меловых горизонтов, продуктивных в Бразильской части Атлантики (НГБ Сантус, Кампус, Потигуар и др.).НГБ Камерун - Кванза изучен значительно слабее. Однако сейсмологические работы 2000 - 2002 годов позволили проследить соленосную толщу нижнего мела от береговой линии и до глубины 4 км.Ниже этого флюидоупора фиксируются многочисленные ловушки различных типов, которые также содержат прогнозные ресурсы нефти и газа.Промьпнленные притоки нефти и газа получены из надсолевой толщи при глубинах океана 1500 - 2500 м.Цель нашей работы - это оценить ресурсы нефти и газа глубоководного региона дельты Нигера и нижнемелового комплекса НГБ Камерун-Кванза хронобаротермическим вариантом объемно-генетического метода А.Н. Резникова. Основными задачами исследований являются проанализировать историю геодинамического развития Южной Атлантики в аспекте современной модели нефтегазообразования; обобщить представления о геологическом строении и нефтегазоносности акватории; изучить закономерности изменения толщин осадочного чехла в интервале батиметрических отметок - 1000 м и 4000 м, выявить связь между величиной геотермического градиента и толщиной осадочного чехла в Южной и Северной Атлантике, определить величины комплексных геологических показателей объектов оценки ресурсов, учитывающих особенности геотермического и геодинамического развития ОПБ; обобщить представления о типе керогена и содержании Сорг в кайнозойских и мезозойских толщах Южной Атлантики; обосновать другие оценочные параметры метода АН. Резникова для НГБ дельты Нигера и 4-х блоков акватории НГБ Камерун-Кванза.Исходным материалам для диссертационной работы послужили исследования Д.В. Несмеянова (1988), Перродона (1991), Г. Чукву (1991), Р.Б. Бастина (1993) и Д. Томаса (1995, 1996), а также ежегодные публикации в AAPG Bulletin и Oil and gas journal.Большое число статей опубликованы в последнее десятилетие о соляной тектонике юго-западных пострифтовых бассейнов Африки (Дювал и др, 1992; Лундин, 1992; Лиро и Коэн, 1995; Дэйан, 2000; Мартон и др , 2000; Джексон и др., 2000).Использованы данные около 400 месторождений нефти и газа НГБ дельты Нигера, Камерун-Кванза, Кампус, Сантус, Потигуар, Кларомеко и др.Использованы результаты органогеохимических анализов более 200 образцов глинистых пород верхнего мела формаций Эзе - Аку, Авгу и Нкпоро (Нигерия) и формаций Комачо и Ла - Луна (Венесуэла). • Впервые проведена корреляция верхнемеловых горизонтов ОПБ Анамбра суммарной толщиной 4600 м с ОПБ Сантус, Восточная Бразилия (1200 м).Резникова (1998), • Определены благоприятные геологические предпосылки нефтегазоносности глубоководной части дельты Нигера и ОПБ Камерун - Кванза: значительная доля неразведанных акваторий, длительная реализация нефтегазоматеринского потенциала олигоценовых и меловых пород, выявленные и прогнозируемые протяженные зоны развития локальйых структур от береговой линии до континентального склона.Возможности применения хронобаротермического варианта объёмногенетического метода А.Н, Резникова (1998) для оценки ресурсов нефти и газа быж исследованы по хорошо изученньпл нефтяным месторождениям суши НГБ дельты Нигера (начальные геологические запасы 9,4 млрд.т, площадь генеращш 23^гс. км^) и шельфовой зоны (5,8 млрд.т, 10 тью. км^) при средней толщине материнских глин олигоцена 400 м. Фактические значения коэффициентов аккумуляции нефти (0,12 - 0,15) оказались близки к определенным по соответствующему уравнению метода (0,11-0,16).Проведенные исследования позволили впервые оценить ресурсы нефти и газа глубоководной части НГБ дельты Нигера и Камерун - Кванза в интервалах батиметрических отметок - 2000 ... 4000 м. Эти данные могут быть г использованы при выборе направлений поисково-разведочных работ в акваториальной части Западной Африки.Основные защищаемые положения: 1. История геодинамического развития Южной Атлантики в мезозое и кайнозое 2. Приурочнность ОПБ Западной Африки и Восточной Бразилии к определенным типам по степени геодинамической возбужденности (по классификации АН. Резникова, 1998 г.) 3. Уравнение корреляционной связи между величиной геотермического градиента и толщиной осадочного чехла в Южной Атлантике, 4. Оценочные параметры ХБТ варианта объёмно-генетического метода для глубоководного региона НГБ дельты Нигера и 4-х блоков акватории НТВ Камерун - Кванза.Автор выражает благодарность научному руководителью заведующему кафедрой доктору геолого-минералогических наук, профессору, заслуженному работнику высшей школы Российской федерации Резникову Анатолию Николаевичу за постоянное внимание и содействие, оказанные в период обучения в очной аспирантуре кафедры гидрогеологии, инженерной и нефтегазовой геолгии Ростовского Государственного Университета. Большую помощь при работе над диссертаций оказали профессор Э.С. Сианисян, доцент B.C. Назаренко, преподавательница по русскому язьпсу Л.Д. Масюкевич. Всем им автор выражает искреннюю признательность. Особую благодарность проректору по международным связям РГУ В.В. Жукову.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Мбилу Юрбен Гампью

Заключение

В работе подсчитаны оценки ресурсов нефти и газа глубоководного региона дельты Нигера и нижнемелового комплекса НГБ Камерун - Кванза хронобаротермическим вариантом объемно-генетического метода А.Н. Резникова.

Обоснованы другие оценочные параметры метода А.Н. Резникова для НГБ дельты Нигера и 4-х блоков акватории НГБ Камерун - Кванза.

Обобщены представления о геологическом строении нефтегазоносности акватории; о типе керогена и содержании Сорг в кайнозойских и мезозойских толщах Южной Атлантики. Изучены закономерности изменения толщин осадочного чехла в интервале батиметрических отметок - 1000 м и 4000 м; выявлена связь между величиной геотермического градиента и толщиной осадочного чехла в Южной и Северной Атлантике.

В итоге мы полагаем что, если не учитывать бассейн Северного моря, который на современном этапе является уже внутриплитной впадиной, то наибольшие запасы нефти и газа имеет Западная Африка и Восточная Бразилия, где бурение на нефть и газ имеет наиболее длительную историю. Эти бассейны послужили основой для создания типовых моделей, как самих бассейнов пассивных окраин, так и ловушек в их пределах;

Учитывая современное состояние работ на Атлантических акваториях и разнообразие развитых здесь бассейнов по размерам, геологическим условиям, возрасту и др., трудно говорить о большей или меньшей перспективности тех или иных типов бассейнов;

Наиболее правильный путь к сравнительной оценке перспектив нефтегазоносности, и оценке ресурсов каждого конкретного бассейна, по-видимому, лежит через анализ многочисленных факторов и выявление среди них ведущих, которые обусловливают формирование большого количества месторождений, в том числе крупных и крупнейших, в известных высокопродуктивных бассейнах современных пассивных окраин, и последующее выявление этих же факторов в слабо разведанных бассейнах.

130

Таким образом, особенности строения и нефтегазоносности бассейнов современных пассивных Атлантических окраин определяются как принадлежностью их к современной геодинамической системе Атлантического океана, так и влиянием геологической предыстории и региональных (и локальных) тектонических, климатических, океанических и других факторов. В ряде осадочных бассейнов относительная роль этих факторов различна. Тем не менее, явное преобладание того или иного фактора или их сочетание определяют набор геологических параметров осадочного бассейна, которые можно принимать как элементарные модели при оценке прогнозных ресурсов.

Геологические факторы, в первую очередь возраст фундамента, и геодинамический тип, определяют главным образом строение и перспективы нефтегазоносности нижних структурных этажей, в том числе рифтового, которые иногда могут играть большую роль в общей нефтегазоносности осадочного бассейна.

Два различных механизма могут объяснить тектонические стили глубоководного региона дельты Нигера:

1. массивные гравитационные оползания, которые усиливались в результате регионального вздымания, причем скольжение определялось утяжелением головной части оползня;

2. компрессионные тектонические стрессы, возникающие внутри глубокозалегающей коры, которые передавались в складчатые зоны через глубокие сбросы и надвиги.

В обоих случаях обособленность и деформации имели место над поверхностью срыва или деформационной зоны, приуроченной к мобильным глиняным сланцам склонов, которые характеризуются геостатическими давлениями.

При оценке перспектив нефтегазоносности и прогнозных ресурсов необходимо учитывать геологическую предысторию, и, в частности, вероятность полициклического рифтогенеза, что существенно увеличивает потенциальные ресурсы бассейна на участках наложения разновозрастных рифтов.

Лавинная седиментация, то есть, процесс быстрого накопления осадочного вещества, ведет к проявлению особых его свойств. Одним из таких свойств является высокое содержание органического вещества в осадочных

131 образованиях. В сочетании с быстрыми темпами седиментации и огромными мощностями, наличием пород-коллекторов и пород-экранов это проводит к образованию в областях лавинной седиментации месторождений нефти и газа, а также других полезных ископаемых, связанных с органическим веществом (битумы, сланцы, уголь, фосфор, сера и др.).

Для формирования крупных месторождений нефти и газа необходимо следующее: высокое содержание Сорг в отложениях, условия, благоприятствующие превращению этого рассеянного органического вещества в микронефть (при соответствующих степени динамокатагенеза, температурах, давлениях в нефтематеринских породах,), наличие пористых пород-коллекторов и непроницаемых для нефти и газа пород-экранов, создающих естественные ловушки.

Процессы седиментации в устьях рек идут в таких гигантских объемах, что обычно приводят к изостатическому прогибанию дна, образованию осадочно-породного бассейна. В ходе быстрого прогибания дна ОПБ слои, обогащенные органикой, попадают в условия температуры и давления, благоприятные для процессов нефтегазообразования.

Как было доказано С.Г. Неручевым [1977], нефтегазообразование является обязательным и неизбежным следствием направленного катагенетического преобразования рассеянного органического вещества субаквальных осадков. Однако сочетание различных факторов - генетического типа и концентрации органического вещества, интенсивности его диагенетических изменений, особенностей строения и объема осадочной толщи, геотермических условий в ней, динамокатагенеза, глубины погружения бассейна, особенностей его геологической истории - определяют реализацию процессов нефте- и газообразования в тех или иных масштабах.

Учитывая специфику строения осадочных бассейнов в океанических акваториях и, в частности, замедление процессов диагенеза и катагенеза морских осадков сравнительно с отложениями на континентах, можно считать, что процессы газо- и нефтеобразования на дне океанов будут идти и в более мощном слое отложений - до 10-15 км, т.е. практически во всей толще лавинных отложений второго уровня [А.П. Лисицын, 1988].

При генерации углеводородов из сапропелевого органического вещества главная фаза нефтеобразования наступает при температурах 80-120°С,

132 а главная фаза газообразования - при температурах существенное влияние имеет каталитическое воздействие глинистых минералов (особенно монтмориллонита), а также металлов.

Как отмечал Тиссо (Т^о^ 1979, 1984), при подъемах уровня океана -глобальных трансгрессиях - увеличивались площади мелководных морей и в них возникли условия для высокой первичной продукции.

133

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Мбилу Юрбен Гампью, 2002 год

1. Алиева Е.Р., Кучерук Е.В.

2. Оценка ресурсов нефти и газа акватории геолого-геофизическими и эволюционно-геодинамическими методом. // Том 15. Москва ВИНИТИ 1987 -236 С.2. Бакиров A.A.

3. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности. М. Недра 1973 -296 С.3. Бакиров A.A. и др.

4. Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран. М. Наука 1971 -541 с.4. Бакиров A.A.

5. Нефтегазоносные области Северной и Южной Америки. М. Госгеол. техиздат. 1959 - 296 с.5. БурштарМ.С.

6. Основы теории формирования залежей нефти и газа. // Москва Недра, 1973, 344 С.6. Величко Е.А. и др.

7. Геология и полезные ископаемые мирового океана. // М. Недра, 1978 - 206 с.7. Высоцкий В.И., и др.

8. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. // Москва Недра 19908. Гаврилов В.П.

9. Нефтегазообразования в литосфере и его следствия. // Геология нефти и газа июнь 1998, стр. 3-6V9. Галушкин Ю.И., и др.

10. Вариация глубин зон нефтегазогенерации в пределах бассейнов континентальных окраин (бассейн Пелотес). // Журнал "Жизнь Земли", выпуск №11,1992г.10. Геодекян A.A., Забанбарк

11. Геология и размещения нефтегазовых ресурсов в мировом океане. // М 1985, 191С.134

12. Геодекян А. А., Берлин Ю.М. и др.

13. Масштабы нефтегазообразования в Кванза-Камерунском бассейне континентальной окраины Африки. // сборник "проблемы нефтегазоносности" мирового океана. Выпуск № 4 к, 1992 г.12. Григорьев В.М., и др.

14. Геология и полезные ископаемые Африки.// Москва, Недра 1990 г. 414 с13. Гуревиц Г.С.

15. Нефтегазоносные бассейны Южной Америки и прогнозная оценка их ресурсов. Обзор Москва ВИЭМС 1974 - 75 С.14. ДолгимовЕ.А.

16. Геология и полезные ископаемые развивающихся стран Азии, Африки и Латинской Америки. // Москва- УДН., 199015. ДоценкоВ.В.

17. Геология и геохимия нефти и газа. // Методические рекомендации. Ростов-на-Дону 2001-32 с16. Жданов М.А.

18. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. // Москва -Недра 1970., 486 с.17. Иванова М.М.

19. Нефтегазопромысловая геология. //Москва Недра, 2000,414 с.18. Кагарманов А.Х.

20. Геология Африки и Аравии. // Л. Недра. 1987 150 с.

21. Кадастр зарубежных стран, обладающих природными ресурсами нефти и газа. // Л. ВНИИ Геологии зарубежных стран. 1983 - 335 с.

22. Катагенетические изменения нефтей в залежах. Под редакции проф. Максимова С.П. // М. Недра 1974 - ВНИГНИ - 195 с.21. Казн Л.

23. Геология Бельгийского Конго. Перевод с французского. //М. изд. Иностр.лит. 1958-75 с.22. Клочко В.П.

24. Основные черты геологии и нефтегазоносности центральной часта Южной Сахары. // Киев, Наукова думка, 1970 239 с.13523. Красников B.B.

25. Состояние горнодобывающей промышленности и минерально-сыревой базы стран Африки. // Москва, ВИЭМС, 1974 132 с.

26. Кудельский A.B. и Лукашев К.И.

27. Образование и миграция нефти (термобарические системы). // Минск, «Вышэйш школа», институт геохимии и геофизики. 1974 -134 с.25. Литвин В.М

28. Морфоструктура дна Атлантического океана и ее развитие в мезозое и кайнозое. //Москва.: Наука 198026. Мащенкова и др.

29. Глубинное строение и эволюция литосферы центральной Атлантики. //Внииокеанология, Санкт Петербург, 1988,229 с.27. Мбилу Ю.Г.

30. Геодинамические особенности нефтегазового бассейна дельты Нигера. //Труды аспирантов и соискателей Ростовского государственного университета. Том VII. 2001 г. ~ Ростов н/Д: Изд-во Рост. Ун-та, 2001 г. 81-82с.29. Мбилу Ю.Г.

31. Геодинамические и нефтегазоносные характеристики бассейна дельты Нигера. // Современная гидрогеология на рубеже веков: Материалы междунар. Конф. Под редакцией А.Й. Гавришин. Новочеркасск Ростов-на-Дону: 2001 г., 46-48с.30. Мбилу Ю.Г.

32. Прогноз минерализации Марковского месторождения. //Природные воды: рациональное использования. Материалы школы-семинара. Под редакцией Сианисян Э.С. Ростов-на-Дону, 2001г. 129-130с.31. Мбилу Ю.Г.

33. Хронобаротермическая характеристика Марковского месторождения. // V Международный научный симпозиум им, академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр», ТомскЮ-13 апреля 2001 г.136

34. Международный атлас Атлантического океана. // Под ред. Удинцева Г.Б. Москва, МОК (Юнеско) Мингео СССР, АН СССР, ГУГК СССР, 1989 -1990.

35. Минеральные ресурсы промышленно развитых капиталистических и развивающихся стран на начало 1972 года. Под ред. В.Н. Полуэктова. // М. -1973-388 с.34. Михайлов Б.М.

36. Геология и полезных ископаемые Западных районов Либерийского щита. // М. -Недра 1969-179 с.

37. Несмеянов Д.В., Высоцкий В.И.

38. Месторождения нефти и газа развивающихся стран: Учеб. Пособие. М.: Изд-во УДН, 1988,-229 с.36. ПерродонАлен

39. Формирование и размещения месторождений нефти и газа. // Перевод с французского языка. Москва.: Недра, 1991., 359 с.37. Погребинцкий Ю.Е. и др.

40. Строение океанической литосферы по результатам исследований на Анголо-Бразильского геотраверссе. // Советская геология 1990 № 12 стр. 8-1238. Резников А.Н.

41. Хронобаротермические условия размещения углеводородных скоплений. М.: Недра. //Советская геология, 1982 № 6 стр. 17-30.39. Резников А.Н.

42. Вероятностно-статистическое моделирование преобразований состава и свойств нефтей в зоне катагенезе.// Геохимия. № 8, РАН, Москва, 1999. с 435-44240. Резников А.Н.

43. Новый метод оценки перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа.// Геология нефти и газа, № 3, 1998, с 9-2141. Резников А.Н., Мбилу Ю.Г.

44. Резников А.Н. Назаренко B.C.

45. О ресурсах нефти и газа акватории Черного и Азовского морей // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Том 3. Спб, Внигрн, 1999, стр. 362-367.

46. Резников А.Н., Ярошенко A.A.

47. Динамокатагенез и нефтеносность осадочно-породных бассейнов. //Сборник научных трудов. Ставрополь 2000, стр. 15-26.

48. Результаты глубоководного бурения в Атлантическом океане в 38-м рейсе «Гломар Челленджера».// Литология и петрография. АН СССР. Институт Океанологии. Москва: Наука 1979,195 с.

49. Ресурсы нефти и газа капиталистических и развивающих стран. // Л. -Недра 1977 Т 1 169 с.46. реферативный журнал по геологии № 9,2000

50. Разработчики решают сложные геологические проблемы глубоководных объектов в Анголе47. РозинМ. С.

51. География полезных искапаемые Африки. // М. Географиз, 1957 - 280 с.48. Розин М.С.

52. Минеральные богатства Африки. М. «Мысль» 1972 333 с.49. Сафонова Г.И.

53. Состояние минерально-сыревой базы стран Латинской Америки. // М. -ВИЭМС 1971-74 с.50. Соколов Б. А., и др.

54. Нефтегазоносность морей и океанов.// Москва, Недра 1973,232 с51. Троцкие В.Я.

55. Прогноз нефтегазоносности акваторий. // Москва, Недра 1982,200 с.52. Удинцев Г.Б.

56. Геология дна мирового океана. // Атлантика: биостратиграфия и тектоника. Москва, Наука 1982,205 с.53. Удинцев Г.Б.

57. Рельеф и строение дна океанов. // Москва, Недра 198754. Удинцев Г.Б.

58. Региональная океанология. // Москва 1992. 224 с.13855. Хаин В.Е, Ломизе М.Г.

59. Геотектоника с основами геодинамики. // Москва МГУ, 1995, 173 с.56. Хаин В.Е.

60. Геология и полезные искапаемые Африки. // М. «Недра» 1973 544 с.57. Bustin R.M.

61. Sedimentology and characteristics of dispersed organic matter in tertiary Niger delta: origin of sources rocks in the deltaic environment. // AAPG bull. V 72. № 3, 1993, PP 277-298.

62. Chung H.M., M.A Rooney, Toon M.B., and Claypool G.E.

63. Carbon isotope composition of marine crude oils. // AAPG Bulletin, V. 76, # 7 (July 1992), P. 1000-1007

64. Chung H.M., Claypool G.E., Rooney M.A. and Squires

65. Source characteristics of marine oils as indicated by carbon isotopic ratios of volatile hydrocarbons. // AAPG Bulletin, V. 78, # 3 (March 1994), P.396-408

66. De A. Fontes Luiz Carlos A.

67. Bacia do reconcavo: reavaliacao geotermica. // Revista Brasileira de geociencias, volume 15, 1985, P 25-30.61. EjedaweJ.E.

68. The expulsion criterion in the evaluation of the petroleum source beds of the tertiary Niger delta. // AAPG bull № 5,1987, PP 439-45062. Ejedawe J.E et al

69. Evolution of oil generative window and oil and gas occurrence in tertiary Niger delta. // AAPG bull № 8 1985, PP 1744-1751

70. Ejedawe J.E. and Coker S.J.L.

71. Dynamic interpretation of organic-matter maturation and evolution of oil-generative window. // AAPG bull № 5, 1985, PP 1024-1028

72. Ekweozor C.M. and Udo O.T.

73. The oleananes: origin, maturation and limits of occurrence in southern Nigeria sedimentary basins. // AAPG bull № 7,1989, PP131 -140

74. Gabor C. Tari, James F. Fox et al

75. Are west Africa deepwater salt tectonics analogous to the gulf of mexico?. // oil & gas journal, march 4,2002, pp 73-8113966. Gibbons M.J. et al

76. Petroleum geochemistry of the southern Santos basin, offshore Brazil. // J. Geol.soc. London, vol. 140,1983, PP 423-43067. Jerome Eyerl, Luc Sangy

77. Exploration of the delta Niger Delta. // AAPG annual meeting, Denver June 3-6,200168. Juan Carlos Puci

78. Geology, potential of Argentina's international bidding areas. Consulting petroleum geologist. Buenos Aires. // Oil & Gas journal June 13, 1994, PP 138-14069. Juan Carlos Puci

79. Argentina's Claromeco basin needs further exploration. Energy secretariat and Argentina Geological Survey. Buenos Aires. // Oil & gas journal September 25, 1995. PP 93-95

80. Malcolm wood soekor (pty) ltd., Cape Town

81. Development potential seen in bredasdrop basin off South Africa. // Oil and gas journal, May 29,1995.71. Nwachkwu S.O

82. Approximate geothermal gradients in Niger delta sedimentary basin. // AAPG bull, vol. 60 № 7,1976, PP 1073-107772. Paulo de Tarso M et al

83. The Barracuda and Roncador giant fields, deep water Campos Basin, Brazil. // AAPG, annual meeting, Denver June 3-6,200173. Raymond Joyes

84. Geologic insights listed into Africa, Brazil. // oil & gas journal, march 26,2001 pp30-4174. Reeckmann et al

85. Kizomba, a deepwater giant field blocks 15 Angola. // AAPG annual meeting, Denver, June 3-6,2001

86. Richard Bray, Steve Lawrence

87. Nearby finds, brighten outlook for Equatorial Guinea and Namibia. // Exploration Consultants Ltd. Henley-on-Thames, U.K. Journal oil and gas, September 199976. Robert G. Becker

88. Brazil's offshore potential extends beyond Campos basin. II oil and gaz journal, jan. 1996, PP 71-73140

89. Robert S. Nail, Mark Wilkinson, Luiz feraando Neves et al

90. Early creataceous miocene potential seen in deepwater potiguar basin off Brazil. // Oil & gas journal, may 27,2002 PP 38-4378. Roy Mc G. Miller et al

91. Namibia's hydrocarbon potential being opened of further exploration, //oil and gas journal, September 5,1994

92. Seiichi Nagihara, James M. Brooks et al

93. Application of marine heat flow data important in oil, gas exploration. // oil & gas journal, july 8,2002, pp 43-4980. Thomas David

94. Exploration gas exits in Nigeria's prolific delta. // Oil and gas journal, October 30, 1995, PP 66-7181. Thomas David

95. Niger delta oil production, reserves field sizes assessed. // Oil and gas journal, November 13, 1995, PP 101-10382. Thomas David

96. Markets slow to develop for Niger delta gas reserves. // Oil and gas journal, November 27,1995, PP 77-8083. Thomas David

97. Niger delta deepwater region petroleum potential assessment. // Oil and gas journal, December 18, 1995, PP 110-11484. Thomas David

98. Benue trough and mid African rift system. 7/ Oil and gas journal, January 29, 1996, PP 102-105

99. Yurewiz D. A., Advocate D.M., Lo H.B., and Hernandez E.A.

100. Source rocks and oil families, southwest Maracaibo basin (Catatumbo subbasin), Colombia. // AAPG Bulletin, V. 82, # 7 July 1998, P. 1329-1352