ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОГО ПОТЕНЦИАЛА ВОСТОЧНО-АФРИКАНСКОГО РИФТА

Аннотация. В статье сделан обзор существующих и опубликованных данных о нефтегазоносном потенциале регионов Восточно-Африканского рифта. На основании полученных результатов было показано, что регион Восточно-Африканского рифта является потенциальной нефтегазоносной провинцией.

Ключевые слова: Восточно-Африканский рифт, нефтегазовый потенциал, африканская нефтяная провинция, материнские породы, водородный индекс (HI), породы флюидоупоры (покрышки),  общие органические углеводороды (Сорг), ловушка.

INDICATORS OF OIL AND GAS POTENTIAL OF EASTERN AFRICAN RIFT

Shurweryimana Claudine, Atse Yao Dominique Bernabe

Ufa state petroleum technological university

Abstract. The article reviews the existing and published data for oil and gas in East African rift regions. Based on the results, it was shown that the region is a potential oil and gas province.

Keywords: East African rift, oil and gas potential, African oil province, source rocks, hydrogen index (HI), fluid rocks, common organic carbons (TOC), trap.

Восточно-Африканский разлом является одной из крупнейших и наиболее значительных рифтовых систем на Земле. Этот рифт пересекает высокогорье Эфиопии и плато Центральной Африки [18].

Восточно-Африканский разлом сформировался 20-25 миллионов лет назад под влиянием мантийной активности, вызвавший тектонический коллапс частей Конго, Бурунди, Танзании, Уганды, Кении и Эфиопии.

Благодаря этим тектоническим разрушениям сформировались на западной ветви рифта Альбертин следующие озера: Альберт, Эдуард, Киву, Танганьика и Малави. А на восточной ветке рифта Грегори этого разлома сформировались озера Туркана, Лоджипи, Баринго, Богория, Накуру, Элементайта, Наиваша, Магади, Натрона, Маньяры, Эйяси и Макати [11,15]. (Рисунки 1 и 2)

В Восточно-Африканском рифте существуют глубокие бассейны (озеро Танганьика, озеро Альберт, озеро Малави, озеро Руква, озеро Туркана), где толщина осадка достигает более 3000 м. Осадки преимущественно не имеют морского происхождения. Однако существует большая вероятность, что морские течения могли бы повлиять на образование осадков в меле. По результатам исследований некоторых обломочных пород было установлено, что они образовались в процессе морской регрессии [16]. Также отмечено, что геотермические градиенты бассейнов мелового и третичного периода различны и уставлены с некой гравитационной аномалией. Структурные профили позволили обнаружить нефтегазоносные отложения в процессе изучения осадочных секвенций. Эти отложения расположились над докембрийскими породами, имеющими горсто-грабенообразные структуры. Так же стоит отметить, что на дне водоемов образовались и сохранились богатые глинистые сланцы в аноксических условиях[15].

Исследования нефтегазоносного потенциала Восточно-Африканского рифта некоторыми учеными дали возможность идентифицировать более подробно потенциал данного региона. Вслед за ними будут затронуты характеристики материнских и коллекторских пород, флюидоупоров, генерация и миграция флюидов, типы ловушек и перспективы их освоения.

Характеристика материнских пород - слои формации Кароо пермской системы содержат хорошие материнские породы толщиной 4-5 км. Тоарские породы в их очередь содержат в себе также хорошие материнские породы с общими содержанием углерода в пределах от 10 до 23%.

Материнские породы идентифицированы в нижнем мелу (апт.) и состоят в основном из сланца с концентрацией органического вещества 9%, тогда как у альпийских и туронских пород содержание органического углерода от 0,8% до 3,4 %, с максимальным водородным индексом 240. Эти материнские породы идентифицированы как достигшие очаги генерации газообразных и жидких углеводородов. Некоторые материнские породы Берриасккого-Альбского ярусов имеют высокие показатели органического углерода до 26%, в среднем данная вычислена, составляет 3,4% . Водородный индекс этих пород достигает максимума 167 согласно Хиггинсу и Софиду [6].

Предрифтовый свит Кароо состоит в основном из отложений верхней каменноугольной и Пермской системы. Пострифтовые осадки состоят в основном из песчаников, но на их основаниях залегают глинистые сланцы, известные как формации Мажи-Я-Чумви. Эти породы интерпретируются как потенциальные материнские породы.

Отложения нижней Юры на побережье Мадагаскара и Танзании состоят преимущественно из песчаников, глинистых сланцев, признанных как материнские породы, обладающие большим потенциалом. В этих отложениях, соляные пласты являются надежными флюидоупорами.

В верхних меловых отложениях и эоцене были также обнаружены хорошие материнские породы в бассейне Ламу. Потенциальные коллекторские породы состоят преимущественно из турбидитных горных пород верхнего мелового возраста [14].

Пород, содержащие запасы газа, обладают хорошим потенциалом. Это было обнаружено, как было пробурена скважина Mnazi-Bay-1. Эта  скважина вскрыла песчаники миоценового и нижнего мелового возраста. В районе Сонго-Сонго материнские породы средней юры идентифицированы как достигшие очаги генерации жидких углеводородов и имеющие морское происхождение. Материнские породы пермского и каменноугольного периода преимущественно являются газоносными породами [13].

Глубоководные материнские породы континентального происхождения откладывались, когда произошло неполное развитие рифта. Этот факт был подтвержден на основании изучения секвенции неогеновых и палеогеновых формаций.

Степень зрелости этих пород была влиявлена из-за утечки углеводородов на поверхности в аналогических бассейна таких как Рейн Грабен [8,9].

Глинистые сланцы бассейна Локишар богаты органическими веществами. Содержания углеводорода достигает до 17% в эоценовых и олигоценовых отложениях. Эти отложения имеют, континентальны происхождения. В бассейне Богория, накопилось огромное количество органических веществ в фазе высокого режима осадконакопления в плейстоцене.

Органические вещества накапливались, и затем сохранились в условиях аноксии. Содержание органического углерода варьирует от 1 до 12%. Похожие материнские породы (аргиллиты) миоценового и плиоценового возраста были идентифицированы на Севере озера Танганьика [7].

Содержание органического углерода в материнских породах озера Алберта достигает 24% и преимущественно относится к первому типу. Кроме материнских пород с керогеном первого типа были обнаружены другие материнские породы с керогеном третьего типа, которые способны генерировать газообразный углеводород [4].

Открытия в осадочном бассейне Мафия (Танзания) позволили обнаружить потенциальные каналы и конусы выноса из песчаников Кайнозойской эратемы. Аналогичным способом и на основании закономерностей распределения залежей было открыто месторождение Мнази-Баэ в 1980.

Материнские породы были изучены на основе керновых данных месторождения Сонго-сонго. Они были характеризованы как материнские породы, способные генерировать газообразные углеводороды. Кроме юрских, пермских, каменноугольных материнских пород были также идентифицированы материнские породы неокомских-сеноманских ярус.

Последние образовались в режиме морской трансгрессии. Эта трансгрессия позволила образоваться не только материнским породам, но и региональным покрышкам. Породы-коллекторы в свою очередь образовались в регрессивном режиме [3].

Нефтяная зона распространяется на западной границе глубоководного бассейна Мафия и находится между континентальном плато Танзания и разломом Дави. Общая толщина осадочного чехла составляет 11км. Этот бассейн образовался за счет распада Гондвана во время Юрского периода. Перспективные материнские породы верхней юры и нижнего мела являются основными объектами изучения [5].

Общее содержание органического углерода глинистых сланцев (Кипини) Кайнозойской эратемы составляет 2%. Эти глинистые сланцы и известняки (Пате) являются потенциальными материнскими горизонтами.

Дополнительные горизонты материнских пород могут быть обнаружены в верхних меловых, нижних и средних юрских горизонтах. Потенциальные   коллекторские породы идентифицированы   в верхних меловых и сенонских горизонтах. Они преимущественно состоят из турбидитов юрской, меловой системы (Еваса) и Палеогенового отдела [2].

В бассейне Пемба, материнские породы юрской системы имеют морское происхождение и признаны как породы, способные генерировать жидкие углеводороды. Незрелые материнские породы миоценового отдела были вскрыты скважиной Пемба-1 и были интерпретированы как породы, обладающие хорошими фильтрационными свойствами.

Обнаружение следов нефти в районе Тундаиа позволили  установить существование нефтегазоносной системы юрского возраста на окраине Пемба [12].

Генерация и миграция  флюидов - глинистые сланцы верхней перми идентифицированы как достигшие очаги генерации газообразных углеводородов. Материнские породы Юрской системы отнесены в число высококачественных материнских пород с содержанием органического углерода в пределах от 10 до 23%. Они характеризованы как материнские породы, достигшие очаги генерации жидких углеводородов [6].

Материнские породы меловой системы в свою очередь достигли очаги генерации жидких углеводородов и имеют континентальное происхождение. Но, не смотря на то, что в бассейнах существуют материнские породы, способные генерировать жидкие флюиды, крупные открытия относятся к газовым месторождениям [13].

Породы-коллекторы - песчаники Кайнозойской эры формаций Панде и Темане (Мозамбик) уже показали свой потенциал в связи с тем, что в их горизонтах было уже открыто много залежей. Меловые формации в свою очередь состоят из карбонатных и терригенных пород турбидитного типа [6]. Глинистые сланцы бассейнов Богория, Локишар и Туркана интерпретированы как имеющие континентальное происхождение [7]. Связь между миграцией способностью и генерирующие разлом были установлены традиционным способом в процессе изучения секвенции Палеогеной системы, а нетрадиционным в секвенции Верхнего Неогена [8,9]. В неглубоководном бассейне Республики Кения установлены существования коллекторских пород, образовавшихся в подводных каналах и в конусах выноса [10].

Четыре крупные секвенции были установлены между формациями Кароо и кайнозойскими отложениями. Эти секвенции были установлены в континентальных окраинах бассейнов в Республике Танзания и Мозамбик. Благодаря трансформным разломам в этих зонах образуются множество антиклинальных и разломных блоковых структур в глубоководных бассейнах. Неглубоководные каналы и турбидиные формации преобладают в окраинных зонах. Открытия, сделанные в неглубоких каналах Олигоценового и Палеоценового возраста, могут быть использованы по аналогии для идентификаций перспективных объектов в Кении [2].

Благоприятные геологические структуры - особенностью песчаных резервуаров Кайнозойского возраста является то, что залежь особого стратиграфического типа [6]. В окраинах континентальных бассейнов Танзании и Кении ловушки особого стратиграфического и структурного типа[1]. Нижние меловые объекты состоят из множественных разломных блоков [14]. В осадочном бассейне Ламу было идентифицировано множество потенциальных структур. Они образовались в процессе тектонических движений и в трансгрессивном режиме бассейна. Северная часть бассейна Ламу является пассивной континентальной окраиной со складчатыми толщами. В этих регионах преобладают ловушки структурного типа (антиклиналь), стратиграфического, тектонического типа с блоковыми разломами. В горстах образовались множественных антиклинальных структур [2].

Возможности проведения поискового разведочных работ и оценка полученных донных - результаты поисково-разведочных работ и открытия месторождений на континентальной окраине Восточной Африки показали, что перспективными экономическими потенциалами являются газовые месторождения. Однако открытия компании TULLOW и Heritage в 2001 году и 2011 году позволили установить существование крупного нефтеносного потенциала в данном регионе. Существование этого нефтеносного потенциала было установлено после бурения скважин Turako -1, 2 и 3, Mputa-1, Ngege-1, Kasamene-1, Kigogole-1, Nsoga-1, Wahrindi-1, Ngara-1, Mpyo-1, Jobi-East-1 и Gunya-1. Это позволило также понять нефтяной потенциал Грабена Албертина в районе Уганда. Данные исследования могут быть использованы по аналогии в Кении и в Эфиопии [13].

Несмотря на что, уже давно было установлено существование нефтегазоносного потенциала в глубоководных горизонтах восточно-Африканского рифта, первые открытия были сделаны компании Ophir в 2010-2011 году после бурения скважин Pweza- 1, Chewa-1 и Chaza -1 / ST1. В Танзании эти скважины скрыли богатые песчаники кайнозойской Эратемы и Меловой системы в глубоководных горизонтах. По сейсмическим профилям      эти горизонты распространяются до Мозамбика, где они выклиниваются в восточной части лицензионной участке Pande [5].

Эти последние годы, отмечаем увеличение поисково-разведочных работ в Танзании и в Мозамбике.

В ходе этих работ отрыли месторождения      Barquentine, Windjammer и Jodari-1. В бассейне Ламу соответственно в 1978 и 2007 годах были пробурены скважин Simba-1 и Pomboo-1.

Скважина Simba-1 была пробурена в антиклинальной структуре и она вскрыла 90 метровых турбидитных и карбонатных отложений кайнозойской эратемы. В этой скважине после испытания были получены выброски газов.

Скважина Pomboo-1 скрыла глубоководные качественные турбидитные отложения и песчаники меловой системы с толщиной 200 метров [2].

Заключение

Благоприятния условия, сопровождающие образование и скопление углеводородов в Восточном Африканском рифте, сформировались из-за тектонической, стратиграфической и геологической истории образования Восточно-Африканского бассейна.

Результат поисково-разведочных работ позволили открыть газовые месторождение в бассейне Киву и нефтяные месторождения в бассейнах Алберт, Туркана и т.д.

Благодаря этим открытиям, мы можем относить регионы Восточной Африки к провинциям, содержащий высокий нефтегазовый потенциал. С помощью дополнительных исследований мы уверены, что потенциал этого региона может превышать всех ожидания.

Список литературы

1. Anne McAfee, Transverse Troughs and a Transform Margin: Controls on sandstone Deposition and Reservoir Development in the Kenyan and Tanzanian Coastal Basins, Core Laboratories UK, 2012.

2.    Borsato R., M.Warner , S.Wells, D.Pratt & F.Njuguna: Deep Water Exploration and Prospectivity, East Africa: Petroleum Province of the 21st Century,2012.

3.   Danforth A., Granath, J.W., Gross, J.S., Horn B.W., McDonough, K.-J., Sterne, E.J., 2012, Deepwater Fans Across a Transform        Margin, Offshore East Africa, A Developing Province, GeoExpro, September 2012,      pp. 75–78.

4. Davis H., Lee, N, Donoghue E., Besly B., 2012: An Integrated Approach to Understanding the Geology of the Albertine Graben, Abstracts    Volume,  Geological  Society  conference,  East  Africa:  Petroleum Province of the 21st Century, p. 48.

5.   Higgins R. I., Oldham A., Hood M., Exploration of the East Pande Block, Southern Tanzania, Abstracts Volume, Geological Society conference, East Africa: Petroleum Province of the 21st Century, Ophir Energy , 2012.

6.   Ian Davison & Matthew Taylor, GEO International Ltd., 38-42 Upper Park Road, Camberley, Surrey GU15 2EF, UK: Geological History and Hydrocarbon Potential of the East African Continental Margin, East Africa: Petroleum Province of the 21st Century, 2012.

7. Jean-Jacques Tiercelin (Université Rennes):   Hydrocarbon-Rich Rift Basins: Oil Potential Versus Climatic and Tectonic Plate Patterns – Examples from the East African Rift System, in East Africa: Petroleum Province of the 21st Century, 2012.

8. Macgregor D. (Surestream Petroleum) : The Progressive Development of the East African Rift System and its Effects on Petroleum Systems,2012.

9.   Macgregor D.: History of the development of the East African Rift System: A series of interpreted maps through time _ Journal of African    Earth Sciences 101 (2015) 232–25.

10. tt Grove (Apache):  Deep-Water Reservoir Characterization for Exploration of Kenya Block L8, East Africa: Petroleum Province of the 21st Century, 2012.

11. Michael Hall; Diggens, J. and Astrium A. (2011): The East African Rift System: A View from Space (Geo- Information Services).

12.   Parsons, W., Mccarthy, A., Nilsen, T., 2012. The Coastal Exploration of the Lower Lamu Basin and Pemba Trough from short and long 2D          marine seismic and potential fields data, Abstracts Volume, Geological Society conference, East Africa: Petroleum Province of the 21st Century, p. 105,.

13. Pereira-Rego M. C.(Aminex):Exploration Success Along the East African Margin: With All the Evidence for Oil Generation, Why Has Only Gas Been Found? , 2012.

14. Pete Jeans (Premier Oil): The Southern Lamu Basin, Offshore Kenya: Evolution; Structure, and Possible Plays , 2012.

15.    Rop, B. K. (2012): Hydrocarbon Potential of Northwest Kenya Rift Basins: A Synopsis of Evidence and Issues. LAP LAMBERT Academic Publishing, Germany, 157 p.

16. Rop, B. K. (2013): Petroleum potential of the Chalbi basin, NW Kenya: Journal of the Geological Society of India, Volume      81, pp. 405-414.

17. Rop, B. K. and Patwardhan A. M. (2013): Hydrocarbon of Source Rocks Evaluation Study of Lokichar Basin, Northwestern Kenya: Journal of the Geological Society of India, Volume 81, pp. 575-580.

18. Uwe RING, The East African Rift System, Department of Geological Sciences, Stockholm University, SE- 106 91 Stockholm, Sweden; uwe.ring@geo.su.se in Austrian Journal of Earth Sciences Volume 107/1, Vienna, 2014.