Геологическое строение и нефтегазоносность шельфа Республики Экваториальная Гвинея

Полный текст

Введение Геологический фундамент центральных и восточных районов Экваториальной Гвинеи состоит из докембрийских пород, которые являются частью кратона Конго. Они включают гнейсы, зеленокаменные породы, сланцы-амфиболиты и гранитоиды. Эти более древние породы перекрыты осадочными породами мезозойского, неогенового и четвертичного возраста на западе и вдоль побережья. Острова Пагалу и Биоко (Аннобон и Фернандо-Пу) имеют относительно недавнее вулканическое происхождение, являясь частью Камерунской вулканической линии[89]. Развитие нефтегазодобывающей отрасли во многом определяет экономический потенциал Республики Экваториальная Гвинея в самом ближайшем будущем. Среди африканских государств по уровню добычи нефти страна занимает седьмое место, газа - девятое, что вносит значительный вклад в ВВП страны [1]. Сегодня Экваториальная Гвинея сильно зависит от добычи и продажи сырой нефти. В частности, падение цен на сырую нефть в 2009 и 2014 гг. оказало ощутимое негативное влияние на экономику[90] [2]. В настоящее время суммарные запасы нефти и газа открытых месторождений Республики Экваториальная Гвинея оцениваются в 150 млн т и 36 810 млн м3 соответственно. В связи с этим информация о возможном увеличении ресурсной базы углеводородов имеет первостепенное значение. Экономика Экваториальной Гвинеи в значительной степени зависит от нефтяной и газовой промышленности, на долю которой приходится более 60 % валового внутреннего продукта, 80 % налоговых поступлений и 86 % экспорта в 2015 г., согласно последним оценкам страновых отчетов Международного валютного фонда. В 2015 г. объем добычи углеводородов в Экваториальной Гвинее упал на 8,9 %, а общий ВВП снизился на 7,5 %. Это оказало давление на фискальную позицию правительства, вынудив его полагаться на внешние займы и государственные сбережения для удовлетворения потребностей в финансировании дефицита. Акцент на нефтяной и газовой промышленности также привел к отсутствию развития в неуглеводородных секторах[91]. Экваториальная Гвинея намерена увеличить добычу на 20 000 баррелей сырой нефти в день (б/с) к октябрю 2020 г., доведя производство до 140 000 б/с, как заявил министр горнодобывающей промышленности и углеводородов Республики Экваториальная Гвинея: «Мы ожидаем, что в этом году благодаря новым открытиям объем добычи увеличится еще примерно на 20 000 баррелей в день»[92]. Являясь членом Организации стран - экспортеров нефти (ОПЕК), Экваториальная Гвинея в настоящее время производит 120 000 баррелей нефти в сутки. В бюджете Экваториальной Гвинеи на 2020 г. цена на нефть прогнозировалась и была на уровне US$ 51 за баррель [3]. По состоянию на 2016 г. Экваториальная Гвинея располагает 1 100 000 000 баррелей доказанных запасов нефти, занимая 39 место в мире, это около 0,1 % от общих мировых запасов нефти, составляющих 1 650 585 140 000 баррелей[93]. Доказанные запасы Экваториальной Гвинеи эквивалентны 579,6-кратному годовому потреблению. Это означает, что без учета чистого экспорта нефти осталось бы примерно на 580 лет (при текущем уровне потребления и без учета недоказанных запасов. По состоянию на 2017 г. Экваториальная Гвинея располагает 1,3 трлн кубических футов (1,3 Тсf) доказанных запасов газа, занимая 65 место в мире, это около 0,019 % от общих мировых запасов природного газа, составляющих 6 923 Tcf. Доказанные запасы Экваториальной Гвинеи эквивалентны 30,9-кратному годовому потреблению. Это означает, что газа в стране осталось примерно на 31 год (при текущем уровне потребления и без учета недоказанных запасов)[94]. В 2019 г. доказанные запасы природного газа Экваториальной Гвинеи составили 39 млрд м3. Этот объем снизился по сравнению с предыдущими годами. В рассматриваемый период доказанные запасы природного газа в стране в целом ежегодно снижались. Для сравнения, в 2010 г.[95] их объем составлял 82 млрд м3 [4]. Добыча сырой нефти в Экваториальной Гвинее увеличилась до 88 баррелей/день/1 тыс. в январе 2022 г. с 85 баррелей/день/1 тыс. в декабре 2021 г.[96] 1. Геологическое строение Основные перспективы развития нефтегазодобывающей отрасли в настоящий момент связывают с освоением бассейна Рио-Муни (рис. 1), который является частью Западно-Африканской окраины, сформировавшейся во время разделения континентов и образования Южно-Атлантического океана в меловой и третичный периоды, содержащей перспективные отложения меловой и третичной систем, сформировавшиеся на территории рифта, образовавшиеся в раннемеловую эпоху. В пределах бассейна Северный Габон и южной части бассейна Рио-Муни отложения, накапливающиеся в зоне рифта, представлены породами озерных и аллювиально-дельтовых фаций барремского и неокомского возрастов, строение которых в настоящее время осложнено системой дизъюнктивных нарушений. На территории бассейна Габон этот разрез включает слои песчаников с доказанной нефтегазоносностью, а также сланцы Кисенда и Мелания, которые рассматриваются в качестве перспективных для выявления залежей углеводородов. Данные отложения перекрывает мощная соленосная толща позднеаптского подъяруса, а также средне-позднемеловые и нижнетретичные морские известняки и песчано-сланцевые породы. Для перекрывающих отложений в результате проявления соляно-купольной тектоники сформирован широкий спектр перспективных ловушек, включая структуры облегания, структурно-тектонические и примыкающих к стенкам соляных тел. В северной части бассейна Рио-Муни синрифтовый комплекс представлен преимущественно озерными отложениями позднебарремского - среднеаптского времен, строение которых осложнено формированием мегамасштабных разломов. Данный разрез перекрывается «переходной» последовательностью соляных и нефтяносносных морских терригенных отложений. С альбской (Мадиела) карбонатной платформой, фиксируемой в пределах данной территории, и с альбско-туронской песчано-сланцевой толщей сейчас связываются основные перспективы нефтегазоносности. Изображение выглядит как карта Автоматически созданное описание Рис. 1. Обзорная карта территории Гвинейского залива с нефтяными месторождениями и бассейнами [5] Figure 1. Overview map of the Gulf of Guinea territory with oil fields and basins [5] В северной части Рио-Муни синрифтовый разрез состоит из позднебарремских до среднеаптских эффузивных пород и озерных сланцев, характеризующихся экстенсивными развитием региональных разломов вверх по склону и надвиговых структур вниз по склону. Синрифтовый разрез перекрывается «переходной» последовательностью хорошо развитых соляных и качественных морских нефтеносных интервалов исходных пород. Карбонатная платформа формации Альба Бенин (Мадиела), развитая на этой территории, плюс альбско-туронская песчано-сланцевая последовательность в настоящее время рассматриваются в качестве перспективных для генерации углеводородов, что целесообразно учитывать при планировании геологоразведочных работ в данном регионе. Также повышенный интерес для проведения геологоразведочных работ вызывает акватория шельфа Биоко, которая расположена в северо-восточной части исследуемого района, здесь выделяется углеводородная система. Она содержит песчаники, которые преимущественно классифицируются в качестве коллектора. Данная углеводородная система лежит под морскими глинистыми отложениями, которые включают исходные породы нефти и газа. Наиболее значимые с точки зрения генерации углеводородов являются глинистые породы формации Куа-Ибоэ и формации Аката (Исонго). Д. Росс и Н. Хемпстед считают, что они содержат кероген типа II и III [6]. Аккумуляция данной толщи, представленной переслаиванием песчаных и глинистых отложений третичного и четвертичного периодов, осуществлялась в дистальной части дельты р. Нигер, которая расположена практически на краю шельфа. При их седиментации наряду с течениями определенную роль сыграли процессы, развитие которых определено особенностями проявления гравитационного фактора. В частности, имели место оползни, турбедитовые потоки и т. п. Основные перспективные нефтегазоносные толщи достаточно хорошо выделяются на сейсмических профилях. Пример приведен на рис. 2. Двойное время, с Two-way time, sec ССК - сейсмостратиграфический комплекс SS - Seismic Sequence Рис. 2. Временной сейсмических разрез шельфа Биоко [7] Figure 2. Temporal seismic section of the Bioko shelf [7] В нижней части разреза выделяется сейсмо-стратиграфический комплекс (ССК), приуроченный к эффузивным породам. Волновое поле ССК1, приуроченное к данной толще, отличается от того, которое соответствует перекрывающим отложениям, как повышенными амплитудами, так и прерывистостью отражающих площадок. Выше с угловым несогласием залегают отложения формации Аката (Исонго), которым соответствует ССК2, здесь в интервале залегания подошвы фиксируется несогласие типа подошвенного прилегания. В волновом поле, приуроченном к рассматриваемым отложениям, отмечается широкое распространение субпараллельных достаточно устойчивых отражений. Выше залегают отложения формации Куа-Ибоэ. В волновом поле, приуроченном к данному стратиграфическому подразделению ССК3, отмечается изменчивость свойств отражений, определенная уменьшению контрастности акустических жесткостей в северо-восточном направлении, что приводит к уменьшению протяженности отражающих площадок. Вблизи кровли формации Куа-Ибоэ наблюдается согласие типа эрозионного среза. В ходе эпигенетических преобразований отложения, залегающие у подножия дельтового склона, где существовала зона сжатия, подверглись воздействию глинистого диапиризма, формированию дизъюнктивных нарушений и образованию в некоторых случаях структур опрокидывания. Коллекторы месторождений Зафиро приурочены к отложениям, аккумулированным в фациальной зоне периодического развития турбидитовых потоков, и песчаникам формации Куа-Ибоэ, представляющих собой крупные песчаные тела, накопленные в местах развития достаточно устойчивых глубоководных течений. На месторождении Альба продуктивные отложения представлены песчаными отложениями формации Исонго, седиментация которых во многом осуществлялась в глубоководной обстановке благодаря действию подводных течений. 2. Нефтегазоносность шельфа Сейсморазведочные работы МОГТ 2D на территории этого блока были проведены в 2002 г. в объеме 1084 погонных км [8]. Получены результаты для выявления нескольких потенциально перспективных объектов, связанных со значительными амплитудными аномалиями. Для подготовки этих объектов к выходу из глубокого бурения потребовались детальные сейсмические исследования. В 2008 г. полученные данные обработаны методом PSTM (временный перенос на сумму) компаниями GeoTrace и Weinman Geoscience (Даллас). При обработке полученных результатов были проведены специальные исследования, в том числе ДУО-анализ, для получения более полной информации о выявленных и подготовленных к бурению структурах. В районе перспективных объектов, охваченных сейсмическими данными, глубина акватории составляет от 750 до 1500 м. Недавно международным операторам было выдано несколько лицензий на участки на шельфе Экваториальной Гвинеи, Сан-Томе и Принсипи и Габона (рис. 3). Потенциал разведки в этом регионе считается очень высоким, и интерес со стороны нефтяных компаний резко возрос, о чем свидетельствуют новые тендеры в этих трех странах. Глубоководный бассейн Экваториальной Гвинеи весьма перспективен на нефть и газ, но остается практически неисследованным с помощью бурения. а б Рис. 3. Карта участков проведения 3D-съемки компанией Geoex в Экваториальной Гвинее (a) и карта недавно выделенных блоков на шельфе Экваториальной Гвинеи и Сан-Томе и Принсипи (б) [9] Figure 3. Map of 3D survey areas by Geoex in Equatorial Guinea (a) and map of recently identified blocks offshore Equatorial Guinea and Sao Tome and Principe (б) [9] В период с 2011 по 2014 г. компания Geoex совместно с SAER Ltd. провела серию из пяти близких друг к другу спекулятивных сейсмических исследований 3D для Министерства горнорудной промышленности и углеводородов Экваториальной Гвинеи с целью продвижения геологоразведки в этом районе. В совокупности эти исследования охватывают площадь около 8400 км2, включая блоки EG-02, EG-05, EG-16, EG-17 B и EG-18. Новые 3D-съемки данной площади выявили большое количество новых перспективных участков углеводородов в Экваториальной Гвинее (рис. 3). Новые сейсмические данные Geoex 3D обеспечивают практически непрерывное покрытие региона между островами и подводными горами Камерунской вулканической линии и окраиной Дуала - Рио-Муни. Они показали миоценовые песчаные системы, действующие в южном направлении вдоль оси бассейна Дуала, и мелово-палеогеновые песчаные системы, мигрирующие в западном направлении от континентальной окраины Рио-Муни. Данные также показывают структуру фундамента, отражающую синкинематическую структуру океанической коры в виде структур спрединг-риджа и зон океанических разломов. Наблюдается значительная деформация вышележащего осадочного разреза, связанная с повторной активацией структуры фундамента в течение нескольких тектонических эпизодов, включаяя сильное поднятие земной коры вдоль зон разломов в раннем миоцене, которое сыграло роль в формировании вулканических островов и подводных гор Камерунской вулканической линии. Комбинация базовой конструкции и систем вентиляции на дне бассейна способствовала расширенным возможностям улавливания в трехмерной области. Перспективы были очерчены путем объединения структурного картирования с применением методов зависимости амплитуды от смещения/угла (AVO/AVA). Аномалии AVO типа II/III (низкий акустический импеданс, высокопористые пески, заполненные углеводородами) характеризуют несколько перспективных объектов, которые были идентифицированы по данным Geoex 3D. На сегодняшний день подобные аномалии AVO типа II/III оказались успешными при каждом открытии в блоках O & I бассейна Дуала (нижний миоцен) и на месторождениях Сейба и Окуме в бассейне Рио-Муни (верхний мел). Заключение Результат проведенных исследований показал, что территория Экваториальной Гвинеи охватывает части двух осадочных бассейнов мирового класса, обладающих нефтегазоносным потенциалом и являющихся высокоперспективными на углеводороды с доказанными нефтяными системами, включающими морские нефтеносные исходные породы и высококачественные песчаниковые коллекторы. На севере страны, вокруг Биоко, шельфовый сектор охватывает дистальные части системы бассейнов Дельты Нигера - Рио-дель-Рей. Дельта Нигера является одной из крупнейших нефтяных провинций мира с доказанными запасами в 48 млрд баррелей нефти и 135 Тсf газа. В части бассейна, расположенной в Экваториальной Гвинее, налажена добыча нефти и газа на месторождениях Зафиро, Сейба и Альба, а также сделан ряд других открытий. Южная часть морского сектора Экваториальной Гвинеи покрывает бассейн Рио-Муни. Он примыкает к Камерунскому бассейну Криби-Кампо (Дуала) на севере (где расположены нефтегазовые месторождения Санага-Суд и Криби) и к Северо-Габонскому бассейну на юге, где обнаружены многочисленные месторождения нефти и газа. Прекрасный потенциал бассейна Рио-Муни продемонстрирован добычей нефти на месторождениях Сейба и Окуме и продолжающимися открытиями. Осадочный разрез под районами Биоко и Рио-Муни простирается в сторону океана до территориальной границы Экваториальной Гвинеи. Отложения дистального бассейна Дельты Нигера и глубоководных бассейнов Дуала и Рио-Муни сливаются в регионе к югу от Биоко, что дает значительный нефтяной потенциал всему шельфу Экваториальной Гвинеи.

Об авторах

Александр Евгеньевич Котельников

Российский университет дружбы народов

Email: kotelnikov-ae@rudn.ru
ORCID iD: 0000-0003-0622-8391

кандидат геолого-минералогических наук, доцент, директор департамента недропользования и нефтегазового дела, Инженерная академия

Российская Федерация, 117198, Москва, ул. Миклухо-Маклая, д. 6

Лазаро Мба Ондо Айенвеге

Российский университет дружбы народов

Автор, ответственный за переписку.
Email: azaromba@outlook.es
ORCID iD: 0000-0002-9667-0230

магистрант, департамент недропользования и нефтегазового дела, Инженерная академия

Российская Федерация, 117198, Москва, ул. Миклухо-Маклая, д. 6

Список литературы