Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн
Л. Л. Япаскурт.
Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия . Под редакцией Е. А. Козловского . 1984—1991 .
Смотреть что такое «Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн» в других словарях:
Бассейн — получить на Академике действующий промокод OBI или выгодно бассейн купить со скидкой на распродаже в OBI
ГВИНЕЙСКОГО ЗАЛИВА НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН — расположен в Зап. Африке. Площадь ок. 690 тыс. км², в т. ч. акватория до 500 м 460 тыс. км². Основные нефтегазоносные горизонты приурочены к меловым и палеоген миоценовым отложениям. Начальные запасы нефти ок. 5 млрд. т и газа 3,2 трлн.… … Большой Энциклопедический словарь
Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн — расположен в Западной Африке. Площадь около 690 тыс. км2, в том числе акватория до 500 м 460 тыс. км2. Основные нефтегазоносные горизонты приурочены к меловым и палеоген миоценовым отложениям. Начальные запасы нефти около 5 млрд. т и газа… … Энциклопедический словарь
Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн — Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн, располагается в прибрежных частях и шельфовых зонах Камеруна, Нигерии, Бенина, Того, Ганы и Берега Слоновой Кости. Площадь 230 тыс. км2, в том числе 125 тыс. км2 приходится на акваторию.Первое… … Энциклопедический справочник «Африка»
Нефтегазоносный бассейн — НГБ (a. petroleum bearing basin; н. ol gas fuhrendes Becken; ф, bassin petrolifere; и. cuenca petrolifera y gasolifera, cuenca con reservas de gas y petroleo), впадина, сложенная осадочными породами и выраженная в совр. структуре земной… … Геологическая энциклопедия
Бому — (Bomu), нефтяное месторождение в Нигерии (Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн). Открыто в 1958. Залежи на глубине 1,9 2,3 км. Начальные запасы нефти около 75 млн. т. * * * БОМУ БОМУ (Bomu), нефтяное месторождение в Нигерии (Гвинейского… … Энциклопедический словарь
Разработка морских месторождений — нефти и газa (a. off shore mining, zea mining; н. Unterseebergbau, mariner Bergbau; ф. exploitation en mer; и. explotacion marina) система организац. техн. мероприятий, обеспечивающих рациональное извлечение жидких и газообразных… … Геологическая энциклопедия
Мировой океан — (от греч. Okeanos Океан, великая река, обтекающая Землю * a. World Ocean; н. Weltmeer; ф. ocean, Ocean Mondial; и. oceano, oceano mundial) водная оболочка Земли, окружающая материки и o ва и обладающая общностью солевого состава. M. o.… … Геологическая энциклопедия
Нигерия — Федеративная Республика Нигерия (Federal Republic of Nigeria), гос во в Зап. Африке. Входит в Содружество (брит.). Пл. ок. 924 тыс. км2. Hac. ок. 92,4 млн. чел. (оценка, 1984). Столица Лагос. Состоит из 19 штатов. Офиц. язык английский.… … Геологическая энциклопедия
БОМУ (Bomu) — нефтяное месторождение в Нигерии (Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн). Открыто в 1958. Залежи на глубина 1,9 2,3 км. Начальные запасы нефти ок. 75 млн. т … Большой Энциклопедический словарь
Источник
ГВИНЕ́ЙСКОГО ЗАЛИ́ВА НЕФТЕГАЗОНО́СНЫЙ БАССЕ́ЙН
В книжной версии
Том 6. Москва, 2006, стр. 461
Скопировать библиографическую ссылку:
ГВИНЕ́ЙСКОГО ЗАЛИ́ ВА НЕФТЕГАЗОН О́ СНЫЙ БАСС Е́ЙН, занимает акваторию Гвинейского зал., район дельты р. Нигер в Нигерии и Камеруне, а также побережье Кот-д’Ивуара, Ганы, Того и Бенина. Общая пл. 884 тыс. км 2 , из них 745 тыс. км 2 в акватории (до изобаты 1 км). Начальные извлекаемые запасы: нефти 3,55 млрд. т, газа 1,38 млрд. м 3 . Приурочен к перикратонному прогибу Африканской платформы, в котором выделяются Нижненигерская, Того-Дагомейская и Абиджанская впадины. Первое нефтяное месторождение на суше открыто в 1956, на шельфе – в 1965. Добыча на суше ведётся с 1957, на шельфе – с 1965. Открыто св. 330 нефтяных и газонефтяных, а также св. 30 газовых месторождений (2004). Важнейшие месторождения приурочены к дельте Нигера и прилегающему шельфу Атлантического ок.: нефтяные – Йохо (начальные запасы ок. 165 млн. т), ОПЛ-321, Бонни, Меджи, Осо, Эскравос-Бич и др.; газонефтяные – Дельта (6 млрд. м 3 газа и 201 млн. т нефти), Форкадос-Йокри, Бонга, Мерен, Убит, Бому, Агбани, Имо-Ривер, Джонс-Крик и др.; нефтегазовые – Нембе-Крик (13 млн. т нефти и 42 млрд. м 3 газа), Окан и др. Продуктивны олигоцен-миоценовые, меловые и нижнедевонские песчаники на глубине 1000–3500 м. Все месторождения многопластовые, приурочены гл. обр. к опущенным крыльям сбросов. Осн. типы ловушек – структурные и стратиграфические. Нефти малосернистые плотностью 814–931 кг/м 3 . Газы гл. обр. метановые. Центр нефте- и газодобычи – дельта р. Нигер. Осн. нефтепроводы: Эскравос – Кадуна, Квале – Огоджа – Брасс; осн. газопровод – Лагос–Порт-Харкорт.
Источник
Нефтегазоносный бассейн Гвинейского залива
Максимальную ширину (несколько сотен километров) бассейн имеет в тех участках, где в океан впадают крупные реки: Нигер, Огове, Конго, Кванза. Дельтовые выносы этих рек образуют далеко вдающиеся в океан мысы (авандельды). По-видимому, эти реки для долин своих нижних течений имеют депрессионные участки фундамента, для которых наблюдаются и максимальные мощности осадочного чехла.
На пересечении широтной и меридиональной частей бассейна расположен вулканический массив Камерун высотой до 4000 ж, образованный молодыми вулканическими породами. Этот массив, с которым связаны действующие вулканы, приурочен, как предполагают, к региональному разлому северо-восточного простирания, протягивающемуся на многие сотни километров (до оз. Чад). Фундамент бассейна Гвинейского залива имеет докембринский и, возможно, на отдельных участках нижнепалеозойский возраст, сложен гранитами, гнейсами, кристаллическими сланцами. Фундамент разбит системами субмеридиональных и субширотных сбросов, по которым фундамент ступенчато и резко погружается в сторону океана. Углы наклона поверхности фундамента оцениваются в 8—15°. На фоне этого общего опускания имеются отдельные приподнятые горстовые зоны, разделяющие бассейн на частные прогибы. Такой горст Ламбарене, обнажающийся на поверхности, известен в Габоне. Он отделяет «Восточный прогиб» (Восточный бассейн) от «Атлантического прогиба» (Атлантический бассейн) (рис. 136).
На фундамент трансгрессивно с базальными горизонтами ложится осадочная толща, мощность которой увеличивается в сторону океана до 4 км. Чем шире прибрежная полоса, тем больше мощность осадочного чехла, вскрываемая скважинами.
В том же направлении меняются фации от преимущественно континентальных и прибрежно-лагунных до морских.
Осадочное выполнение бассейна образовано породами верхнеюрского, мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возраста. Однако детальная стратиграфическая корреляция этих толщ в пределах всего бассейна затруднена в силу неодинаковой степени изученности в отдельных странах, а также из-за сравнительно литолого-фациальной пестроты осадков и слабого фаунистического обоснования.
В нижней части разреза почти повсеместно выделяется мощная (до нескольких сотен метров) пачка озерно-прибрежных песчаников и конгломератов, относимая одними исследователями к интервалу верхняя юра (?) — нижний апт, другими — к вельду — нижнему апту. Средний апт, а возможно, и часть верхнего слагаются переменной мощности комплексом лагунных эвапоритов (соли, гипсы, ангидриты, а также известняки и доломиты), которые в Габоне, Анголе, Нигерии, районах, наиболее изученных бурением, принимают участие в образовании соляных куполов. Однако распространение этих соленосных толщ гораздо шире, чем участков с соляной тектоникой.
Интервал разреза от альба до эоцена включительно образован морскими, преимущественно разнообразными карбонатными породами (известняки, доломиты, мергели). Песчано-глинистые разности имеют подчиненное значение. Верхняя часть разреза представлена литологически невыдержанными континентальными и морскими песчано-глинистыми породами, а также мергелями и известняками. Бассейн с поверхности выполнен современными прибрежными и аллювиальными песками и болотными илами.
В тектоническом отношении бассейн состоит из нескольких крупных полузамкнутых платформенных прогибов, открывающихся в океан и разделенных друг от друга выступами кристаллических пород обрамления. Такими прогибами будут с запада на восток и с севера на юг: Камое (река в республике Берег Слоновой Кости), Иигерский (Гана — Дагомея — Нигерия), Дуала (Камерун), Габонский (Габон и небольшая часть Камеруна). Габонский прогиб, наиболее широкая часть которого образована долиной р. Огове, распадается, как уже упоминалось, на два частных прогиба: Атлантический (Береговой) и Восточный. В пределах Конго и Кабинды расположен прогиб Конго, и в пределах Анголы — прогиб Кванза. Каждый из прогибов закономерным образом связан с дельтовой частью реки, занимающей центральное положение в прогибе.
Четвертичные и верхнетретичные отложения образуют моноклиналь, полого под углами 2—6° погружающуюся в сторону океана. Моноклиналь осложнена сбросами, протягивающимися или параллельно береговой линии, или перпендикулярно ей. Наблюдается связь гидрографической сети с разломами (например, р. Вури в Камеруне).
Строение меловых и палеогеновых пород имеет более сложный вид. В прогибе Кванза осадочные слои смяты в протяженные параллельные антиклинальные и синклинальные складки, простирающиеся с CCB на ЮЮВ и нарушенные разрывами. Размеры антиклиналей обычно составляют: длина 30—40 км, ширина 12—18 км при амплитуде поднятия 200—300 м. Различаются сравнительно просто построенные, слабо асимметричные складки (восточное крыло более крутое — до 8°, западное пологое — до 5°) и сложно построенные, осложненные соляным диапиризмом.
В прогибе Конго на общем моноклинальном фоне также известны пологие антиклинальные складки, которые не связаны с соляной тектоникой. Их образование связывают с выступами и подвижками блоков фундамента, способствующих образованию складок облекания.
Строение Габонского прогиба близко к прогибу Кванза. Здесь также отчетливо выраженные складчатые формы осложнены соляной тектоникой. Движения соли привели к образованию протяженных соляных валов шириной 1—4 км при высоте 2—3 км, с которыми связано образование пологих антиклиналей. Наряду с этим здесь известны и сбросовые дислокации, связанные с блоковыми движениями фундамента. Соляная тектоника характерна для береговой части прогиба. В восточной части прогиба осадочный чехол представляет моноклиналь, разбитую сбросами. Соляная тектоника здесь не отмечается. Аналогичное моноклинальное строение наблюдается и для северной части Габонского прогиба, в пределах Камеруна — «прогиб» Кампо. Углы падения на запад составляют 8—12° и более.
Для верхних горизонтов в прогибе Дуала характерно ташке моноклинальное залегание слоев с углами падения до 20°, нарушенное системой сбросов, простирающихся с ЮЗ на CB и с ЮВ на СЗ. Предполагается, что на глубине могут быть обнаружены антиклинальные складки.
Широтный участок нефтегазоносного бассейна Гвинейского залив, в своих глубоких частях изучен очень слабо. Здесь наблюдается очень слабое коробление моноклинали, погружающейся на юг и разбитой сбросами, отражающими блоковое строение фундамента. В дельте Нигера отмечаются антиклинальные структуры, содержащие в ядре соляные штоки.
С осадочным выполнением бассейна связано большое количество самых разнообразных проявлений нефти, газа, асфальта и пр. Эти проявления практически приурочены ко всем стратиграфическим интервалам и распространены на всем протяжении бассейна. В прогибах, расположенных в меридиональной части бассейна, в настоящее время известно около 15 нефтяных и газовых месторождений, добыча которых в 1959 г. составила около 0,8 млн. т нефти.
Выделенные выше тектонические прогибы представляют самостоятельные нефтегазоносные области.
Кванзская нефтегазоносная область. В пределах области выделяются несколько параллельных антиклинальных зон нефтегазонакопления. К ним приурочены три нефтяных месторождения антиклинального типа, осложненных соляным диапиризмом: Бенфика, открытое в 1955 г., Луанда — в 1957 г. и Какуако — в 1958 г. На месторождении Бенфика нефтеносны трещиноватые верхнеаптские известняки, образующие массивную залежь в структурном выступе, расположенную на глубине 2600 м (нефть имеет уд. вес 0,887). На месторождении Луанда две залежи: пластовая и массивная в песчаниках эоцена (600 м) и трещиноватых известняков верхнего альба (1700 м). Удельный вес соответственно составляет 0,881 и 0,876. На месторождении Какуако нефтеносны подсолевые песчаники нижнего апта на глубине 2800 м; уд. вес 0,904 (табл. 52).
В 1961 г. было открыто крупное месторождение Тобиас с залежью нефти в известняках апта. Это месторождение дает сейчас основное количество нефти в Анголе.
Возможно обнаружение скоплений, связанных с тектоническим, стратиграфическим и литологическим экранированием моноклинальных горизонтов.
Нефтегазоносная область Конго. В пределах области известно одно небольшое месторождение — Поуэнт-Эндиен, приуроченное к северо-западному крылу пологой антиклинали. Залежь пластовая, литологически экранированная в подсолевых песчаниках нижнего апта на глубине 1300 м. Мощность продуктивного пласта от 3 до 27 м (уд. вес 0,842).
Перспективы нефтеносности можно связывать в основном с различными типами экранирования моноклинально падающих слоев.
Габонская нефтеносная область. В ее пределах известно наибольшее количество месторождений. Все они связаны с солянокупольными антиклинальными зонами нефтегазонакопления.
Это Озоури и Поуэнт-Кларетт, открытые в 1956 г., Анимба и М’Бега — в 1957 г., Алевана, Кап-Лопец — в 1958 г. Нефтеносны или газоносны доломитовые пласты миоцена в М’Бега, трещиноватые кремнистые сланцы эоцена — в Аниба, М’Бега, Озоури, Поуэнт-Кларетт, известняки и песчаники верхнего мела в Кап-Лопец, Поуэнт-Кларетт. Все горизонты расположены над соляными породами. Подсолевые отложения, представляющие большой интерес, залегают на значительной глубине (табл. 51).
Нефтегазоносная область Дуала. Здесь известны два небольших месторождения Логбаба — газовое и Суэллаба — нефтегазовое. Продуктивные горизонты приурочены к песчаникам верхнего мела и палеоцена (на глубине до 2580 м). Месторождения антиклинального типа. В пределах области можно ожидать встретить как зоны нефтегазонакопления антиклинального типа, так и связанные с региональными разрывами и стратиграфическим несогласием.
Нигерская нефтегазоносная область. Месторождения Аката, открытые в 1953 г., Олоибири — в 1956 г., Афам — в 1957 г., Бому и Соку — в 1958 г., антиклинального типа, расположенные в пределах антиклинальных зон нефтегазонакопления. Продуктивные горизонты, связанные в основном с песчаными горизонтами эоцена, а также и верхнего мела, залегают на глубине от 2 до 3,25 км. Удельный вес колеблется от 0,788 до 0,934 (рис. 137).
Нефтегазоносная область Камое. В ее пределах месторождений пока не известно. Нефтепроявления приурочены к отложениям верхнего мела.
Таким образом, в пределах бассейна все выделенные нефтегазоносные области являются перспективными. В их пределах уже обнаружены или могут быть обнаружены антиклинальные зоны нефтегазонакопления, связанные с экранированием тектонического, стратиграфического и литологического типа. Особый интерес представляет разведка подсолевых отложений, для которых соль является прекрасной покрышкой. Это относится в первую очередь к южным нефтегазоносным областям, так как в других соленосные толщи опущены на значительную глубину.
Безусловный интерес представляет разбуривание шельфовых участков бассейна, примыкающих к выделенным нефтегазоносным областям, так как в сторону океана происходит резкое увеличение мощностей разреза, он становится более полным и значительно меняется в фациальном отношении. В пределах шельфа возможно обнаружение крупных зон нефтегазонакопления, связанных с различными типами экранирования моноклинально залегающих пластов. Ширина шельфовой полосы при глубине воды от 8 до 20 м — 10—20 км, при глубине до 90 м ширина составляет 30—65 км.
Источник