Геолого-геохимические и термобарические условия нефтегазоносности бассейна Кот д`Ивуар тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Диангоне Би Тизие Эрик

• Диангоне Би Тизие Эрик
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Диангоне Би Тизие Эрик

Введение.

Глава 1. Геологическое строение и история развития региона.

1.1 Характерные черты современного строения бассейна Кот д'Ивуар.

1.2 Геотектоническая обстановка зарождения и развития бассейна.

1.3. Литостратиграфия.

1.3.1 «шрифтовые отложения.

1.3.2 Пост-рифтовые отложения.

Глава 2. Коллекторские толщи в разрезе осадочного чехла.

2-1. Альбские коллекторы.

2.2. Сеноманские коллекторы.

2.3. Туронские - нижние сенонские коллекторы.

2.4. Маастрихтские коллекторы.

Глава 3. Нефтегазоносность бассейна Кот д'Ивуар.

Глава 4. История погружения и эволюция геотермического режима бассейна Кот д'Ивуар.

4.1 Исходная информация для моделирования температурно- временной эволюции бассейна.

4.2 Анализ термобарических условий формирования осадочного чехла.

4.2.1 Численное восстановление истории погружения бассейна. 4.2.2 Расчёт изменения термического режима литосферы в течение истории погружения бассейна Кот д'Ивуар.

Глава 5. Изменение степени катагенеза органического вещества осадочных пород бассейна Кот д'Ивуар.

5.1 Отражательная способность витринита как метод оценки степени созревания органического вещества осадочной толщи бассейна.

5.2 Численные методы определения отражательной способности витринита.

5.3 Изменение степени катагенеза ОВ в процессе погружения пород бассейна Кот д'Ивуар.

Глава 6. Реализация нефтегазогенерационного потенциала бассейна

6.1 Расчет объёма и скоростей генерации углеводородов.

6.2 Нефтегазоматеринские толщи в разрезе осадочного чехла и их генерационные характеристики.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геолого-геохимические и термобарические условия нефтегазоносности бассейна Кот д`Ивуар»

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 (ИДИ). 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.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Диангоне Би Тизие Эрик

Заключение

Район Кот д'Ивуар - Гана является типичной трансформной окраиной, сформированной в ранне-меловое время при постепенном раскрытии Южной Атлантики. Он занимает северную половину Гвинейского залива и включает три бассейна (Сьерра Леоне - Либерия, Кот д'Ивуар - Гана и Бенин).Формирование бассейнов делится на 3 основных стадии: дорифтовая, синрифтовая и пострифтовая.

Из осадков дорифтовой стадии развития бассейнов известны отложения ордовика, девона, карбона, перми и триаса.Из осадков синрифтовой стадии развития бассейнов известны отложения неокома, баррема, апта и альба. Из осадков пострифтовой стадии развития бассейнов известны отложения от постальбских до третичных.

Скважины IVCO-2 и D1-2X наиболее удалены от береговой линии и характеризуются максимальной мощностью осадочного покрова (8 и 6 км, соответственно). В скважинах IVCO-4 и 12 мощность составляет 5.5 и 5 км, соответственно. На всех площадях хорошо выражен этап эрозии, соответствующий эрозионному несогласию, отделяющему рифтовый этап развития бассейна от пострифтового. Рифтовый этап характеризуется максимальными скоростями отложения осадков до 330м / млн.лет, а кайнозойский период - минимальными.

Коллекторские толщи в пределах бассейна Кот д'Ивуар приурочены к отложениям от Маастрихта до альба включительно. В разрезе третичных отложений песчаные слои отсутствуют везде, кроме береговых площадей. Все коллекторские толщи, встреченные в бассейне, кремнисто-обломочного (siliciclastic) типа обычно с глинистым или карбонатным цементом.

Значение пористости и проницаемости коллекторов лучше на севере бассейна чем на юге и они более эффективны в сеномане и турон-нижнем сеноне. Средние значения пористости 20-25% и проницаемости 25-100 миллидарси — 1-2 дарси.

Пять нефтяных (Эспуар, Белие, Баобаб, Лион, Газель) и пять газовых (Фокстрот, Пантера, Куду, Элан, Ибэкс) месторождений были открыты в бассейне Кот д'Ивуар. Залежи нефти и газа связаны главным образом с отложенями среднего сенона, сеномана и верхнего альба. Кроме этого, заметные нефтяные, газовые и асфальтовые проявления были встречены при бурении в маастрихтских, сенонских, сеноманских и альбских сериях.

Исследования показали, что ОВ пород позднего альба находится, как правило, на ранней стадии зрелости и характеризуются измеренными значениями %Ro от 0.5 до 0.8% , в то время как ОВ среднего альба - более зрелое с измеренными %Ro от 0.7 до 1.3%. ОВ апт-барремских толщ характеризуется значениями Ro от 0.70 до 1.30%. То есть в настоящий момент эти породы являются в основном нефтегенерирующими. В то же время породы неокомского комплекса в районе скв. IVCO-2 находятся в зоне генерации жирного и сухого газа, в районе остальных трёх скважин в основном в пределах зоны генерации жидких УВ.

По условиям созревания ОВ основные перспективы формирования месторождений жидких и газовых УВ в бассейне Кот д'Ивуар могут быть связаны только с материнскими породами рифтового комплекса. Заметная генерация жидких УВ в основании этого комплекса могла начаться ещё в альбе, а для площади IVCO-2 даже раньше. Поэтому внимание следует уделить вопросу формирования резервуаров, ловушек и покрышек в породах верхнего мела и кайнозоя, проследив пути миграции к ним жидких и газовых УВ от материнских пород рифтового комплекса.

Из четырёх рассмотренных площадей порог эмиграции жидких УВ согласно результатам моделирования достигался лишь для пород нижнего и среднего неокома в самом мощном из разрезов - осадочном разрезе скв. IVCO

2. Однако, это не означает отсутствие эмиграции для остальных горизонтов нижнего мела. Дело в том, что принцип, использованный нами для определения времени начала эмиграции - достижение нефтенасыщенностыо доли объёма пор, занятого нефтью) значений 20% и выше - не является универсальным. В частности, в ряде исследований, используется значение

ИЗ пороговой нефтенасыщенности S= 15%. Можно отметить также повышенную вероятность достижения порога первичной эмиграции для пород, подверженных (хотя бы частично) вторичному крекингу, так как выделение газа, формирующегося при разложении нефти, приводит к заметному увеличению давления в порах и стимулирует начало образования микротрещин.

Моделирование генерационных свойств пород бассейна Кот д'Ивуар на изучаемой площади показало, что породы, находящиеся в современном разрезе в интервале глубин от 3000 до 6500 м, по достигнутой степени катагенеза своего ОВ являются потенциальными нефтегенерирующими породами и могли принимать участие в формировании нефтяных месторождений. Для разных площадей в пределах бассейна Кот д'Ивуар такими породами могли быть породы среднего и нижнего альба, а также меловые осадки более старшего возраста, включая верхний и средний неоком, а на ряде площадей (IVCO-4, 12 и D1-2X) и весь неоком.

Породы, располагающиеся на глубинах ниже 6500 - 7000 м в настоящее время являются газогенерирующими. Это не значит, однако, что они не могли принимать участие в формировании современных месторождений жидких УВ. Вторичный крекинг жидких УВ заметно повышает вероятность процесса микрорастрескивания материнских пород и эмиграции не только газа, но и жидких УВ в более высокие горизонты осадочного покрова с последующей аккумуляцией их в подходящих структурах. В свете этого представляется перспективным поиск резервуаров и экранирующих тел в породах апта и альба с учётом возможного «перемещения» месторождений в пределы более молодых горизонтов при последующей тектонической реакгивизации района. ОВ пород баррема, апта, нижнего и среднего альба могло бы участвовать в формировании месторождений в таких породах.

В принципе, тектоническая раздробленность района и мозаичность его литологического состава не способствуют длинным путям миграции и можно предположить, что большинство месторождений должны формироваться

114 недалеко от пластов генерирующих пород. В этом случае глубинно-фазовая зональность месторождений должна быть близкой к полученной в ходе нашего моделирования: нефтяные скопления ожидаются на глубинах от 6000 м и выше, а газовые - глубже 6500 м. Но наряду с такой зональностью необходимо учитывать тот факт, что ОВ рифтового комплекса содержит в своём составе около 50% континентального ОВ типа III и поэтому на всех уровнях зрелости с Ro > 0.75% оно наряду с нефтью будет генерировать до 30% газа.

Вероятность встретить газовое месторождение на «нефтяных» глубинах довольно высока. В то же время, если осадочная толща на исследуемой площади по сейсмическим данным относительно слабо затронута процессом тектонического раздробления, то здесь возможны и более длинные пути миграции, приводящие к формированию месторождений, относительно удалённых от материнских толщ и располагающихся в пределах более молодых отложений, с низкой степенью зрелости ОВ и незначительной степенью реализации потенциала генерации УВ. В любом случае необходима детальная (желательно трёхмерная) сейсмическая съёмка изучаемой площади, чтобы выявить объекты, предпочтительные для бурения на нефть и газ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Диангоне Би Тизие Эрик, 2009 год

1. СОТЕ D'lVO1.E PETROLEUM EVALUATION TEXT, 1990

2. Галушкин Ю.И., 1990. Температурные условия и положение зон генерации углеводородоЕ процессе развития осадочных бассейнов: описание метода и программы расчета "Жизнь ; М. Изд. МГУ. с. 102108.

3. Burrus J, Andebert F. 1990, Thermal and compaction processes in a young rifted basin containii evaporites: gulf of Lions, France. AAPG Bull.v 74, N 9, p 1420-1440.

4. Deming, D., and D.S.Chapman, 1989, Thermal histories and hydrocarbon generation: Example Utah-Wyoming thrust belt: AAPG Bull., v.73, N.12, p.1455-1471.

5. Edwards R.A., Whirmarsh R.B., Scrutton R.A., 1997. Synthesis of the crustal structure of the tra continental margin off Ghana, northern Gulf of Guinea. Geo-Marine Letters, v. 17, p. 12-20.

6. Espitalie, J., P.Ungerer, I. Irvin, and E.Marquis, 1988. Primary cracking of kerogens. Experimei modelling CI, C2-C5, C6-C15 classes of hydrocarbons formed: Org.Geochemistry, v. 13, N.4-( 899.

7. Forbes, P.L., Ungerer P.M., Kuhfuss A.B., Riis F. and Eggeus, 1991, Compositional modelling < petroleum generation and expulsion: trial application to a local mass balance in the Smrbuklsr Fi Haltenbanken area, Norway, AAPG bull, v.75, N5, pp.873-893.

8. Forsyth, D.W. and F.Press, 1971, Geophysical tests of petrological models of the spreading lithe J.Geophys.Res., v.76, p.7963-7972.

9. Makhous M., Galushkin Yu.I. and N.V. Lopatin., 1997. Burial history and kinetic modelling of hydrocarbon generation. Part I: The GALO Model. AAPG Bull., v.81, n.10, p. 1660-1678.

10. Makhous M., Galushkin Yu.I. and N.V. Lopatin., 1997. Burial history and kinetic modelling of hydrocarbon generation. Part II: Application of the Model to Saharan Basins // AAPG Bull. v.81,n,10, p. 1679-1699.

11. Makhous M. and Yu.I. Galushkin, 2003. Burial History and Thermal Evolution of thi Lithosphere of the Northern and Eastern Saharan Basins. American Association Petroleun Geologists Bulletin, v. 87, n. 10, p. p. 1623-1651.

12. Makhous M. and Galushkin Y. Basin analysis and modeling of the burial, thermal am maturation histories in sedimentary basins. Paris, Editions TECHNIP, 2005, 380 pp.

13. Nielsen, S.B., Balling N., 1990, Subsidence, heat flow, and hydrocarbon generation in extensior First break, v 8, N 1, p.23-31.

14. Nyblade A.A., I.S. Suleiman, R.F. Roy, R. Pursell, A.S. Suleiman, D.L. Doser, and G.R. Keller, Terrestrial heat flow in the Sirt Basin, Libya, and the pattern of heat flow across northern Africa of geophys. Res., v. 101, n. В8, p. 17,736-17,746.

15. Perrier, В., and J.Quiblier, 1974, Thickness changes in sedimentary layers during compaction hi methods for quantitative evaluation, AAPG Bull., v.58, N.3, p.507-520.

16. Person M. and G. Garven. 1992. Hydrologic constraints on petroleum generation withincontinei basins: theory and application to the Rhine Graben. AAPG Bull.v.76, N 4, p.468-488.

17. Sage F, Pontoise В., Mascle J., Basile C, Arnould L., 1997.C rustal structure and ocean-continent transition at marginal ridge: the Cote d'lvoire Ghana marginal ridge. Geo-Marine Letters, v. 17, p. 40-48.

18. Schatz J.F. and Simmons G., 1972. Thermal conductivity of Earth materials at high temperatures. J. geophys. Res., v. 77, n. 35, p. 6966-6983.

19. Sclater, J.G., and P.A.F.Christie, 1980, Continental stretching: an explanation of the Post-Midcretaceous subsidence of the central North sea basin: J.Geophys.Res., v. 85, N. B7, p.3711-3739.

20. Tissot, B.P.,and J.Espitalie, 1975, devolution thermique de la matiere organique des sediments applications d'une simulation mathematique: Revue de l'lnstitut Franccais du Petrole, v.30, p.743-777

21. Tissot, B.P., R.Pelet, and P.Ungerer, 1987, Thermal history of sedimentary basins, maturation indices, and kinetics of oil and gas generation: AAPG Bull., v.71, N.12, p. 1445-1466.

22. Tissot В., Demaison G., Masson P., Delteil J.R. & Combaz A., 1980: Paleoenvironment and petroleum potential of Middle Cretaceous black shales in Atlantic basins. AAPG 64(12), pp. 2051-2063

23. Ungerer, Ph., 1990, State of the art of research in kinetic modelling of oil formation and expulsion: Org.Geochemistry, v. 16, N.l-3, p. 1-27.

24. Ungerer, Ph., I.Burrus, B.Doligez, P.Chenet, and F.Bessis—1990, Basin evolution by integrated two-dimensional modelling of heat transfer, fluid flow, hydrocarbon generation, and migration: AAPG Bull., v.74,N.3,p.309-335.

25. Ungerer Ph., 1993. Modeling of petroleum generation and migration. In: (M.L. Bordenave, ed.) Applied Petroleum Geochemistry, Technip, Paris, p. 397-442.

26. Wyllie, P.J., 1979, Magmas and volatile components: Am.Mineral, v.64, p.469-500.

27. Бакиров А.А., Бордовская М.В., Ермолкин В.И. и др. Геология и геохимия нефти и газа. М.: Недра, 1993, 288 с.

28. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. М.: Недра, 1990, 405 с.

29. Ермолкин В.И., Бакиров Э.А., Сорокова Е.И., Голованова С.И., Самсонов Ю.В. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочных толщах земной коры. М.: Недра, 1998, 319 с.

30. Кагарманов А.Х. Геология Африки и Аравии. Л.: Недра, 1987.

31. Несмеянов Д.В., Высоцкий В.И. Месторождения нефти и газа развивающихся стран. — М.: Из-во УДН, 1988, 229 с.

32. Несмеянов Д.В., Основы геологии нефти и газа М.: Из-во УДН, 1990, 75 с

33. Нефтегазоносность и глобальная тектоника./(Сб. статей) Под ред. А.Дж. Фишера и Ш. Джадсона (пер. с англ.). -М.: Недра, 1988.

34. Поиски и разведка нефти и газа зарубежных стран./ А.А. Клещев, Л.Н. Головкина, А.А. Епифанов и др. ВНИИОЭНГ, вып.З (23), М.: 1982.

35. Справочник. Нефти и газы месторождений зарубежных стран. — М.: Недра, 1977. 327 с.

36. Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988 - 679 е.: ил.

37. Алексеев М.Н., Голоднюк Т.Н., Русско-английскийгеологический словарь. М.: Руссо, 1998 - 592 с.

38. Technical dictionary of terms used in the petroleum industry. F. 1963

39. Alain Foucault, Raoult J-F. Dictionnaire de geologie. F 2000.

40. Сорокова Е.И., Бурцев М.И., Кочофа А.Г. Фазовая зональность углеводородов Нижнеконголезской впадины (республика Ангола).// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2002 №10. - с.47-55.

41. Теоретические основы поисков и разведки скоплений нефти и газа. / под ред. А.А. Бакирова, Э.А. Бакиров, B.C. Мелик-Пашаев и др. М.: Высшая школа, 1987.

42. Шуберт Ю.И. и Фор-Мюре А. Тектоника Африки. М.: Мир, 1973.

43. Хаин В.Е. Региональная геотектоника Северной и Южной Америки, Антарктиды и Африки. — М.: Недра, 1971.

44. Хаин В.Е. Глобальные тектонические закономерности нефтегазонакопления. М.: Наука, 1985.

45. Burke К. 1976: Development of graben associated with the initial ruptures of the Atlantic Ocean. Tectonophysics, v36, pp. 93-112

46. Delteil J., Valey P., Montadert L., Fondeur P., Patriat P. & Mascle J., 1974: Continental margin in the northern part of Gulf of Guinea. In.: C.A. Burk & C.L. Drake (eds): The geology of continental margins. Springer, Berlin, pp.297-311

47. Francheteau J.C. & Le Pichon X., 1972: Marginal fracture zones as structural framework of continental margins in South Atlantic Ocean,. Am. Ass. Petrol. Goel. Bull., 56, pp. 991-1007

48. Harding T.P., 1974: Petroleum traps associated with wrench faults. Am. Assoc. Petrol. Geo. Bull., 58, pp. 1290-1304

49. Klemme H.D., 1980: Petroleum basins classification and characteristics. Journal of Petroleum Geology, v.3, pp. 187-207.

50. Rodgers D.A., 1980: Analysis of pull-apart basin development produced by echelon strike-slip faults. In: P.F. Ballance & H.G. Reading (eds.): Sedimintation in oblique-slip mobile zones. Spec. Publ. Int. Ass. Sediment., 4, pp. 27-41

51. Джафаров И.С., Керимов В.Ю., Шельф, его изучение и значение для поисков и разведки скоплений нефти и газа. -СПб: Недра,2005.- 384 с.

52. Мстиславская Л.П., Филиппов В.П. Геология, поиски и разведка нефти и газа. М.: 2005.с.

53. Хайн Норман Дж., Геология, зазведка, бурение и добыча нефти. — М.: «Олимп Бизнес» 2004. 752 с. Стр. 1-244

54. Соколовский А.К., Заузолков В.Ф., Проблемы и методы изучения геологического строения и полезных ископаемых шельфа. Геология и геофизика. М.: Недра 2004. - 691 с.