Нефтегазовый потенциал осадочного бассейна Cote d’Ivoire: пример лицензионной области блока CI-202

Размещено на http://www.allbest.ru/

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Нефтегазовый потенциал осадочного бассейна Cote d'Ivoire: пример лицензионной области блока CI-202

Annotation

месторождение нефть газ рифт

The oil-and-gas potential of the cote d'ivoire sedimentary basin: a case study of the ci-202 block licence area

Ufa State Petroleum Technical University

This article briefly reviews the geological structure of the Cote d'Ivoire sedimentary basin using the example of the Block CI-202 license area with its typical Gazelle Field. The described sedimentation settings occurred in the processes of the three-phase rift genesis and formation of oil and gas reservoirs serve as an example of transform basins of the West African margin.

A generalized stratigraphic scheme of the Cote d'Ivoire basin is also given for a better understanding of the sedimentation evolution and the development of regional structures associated with different stages of the rift basin development. It is shown that promising structures are confined to the Albian, Cenomanian, Turonian and Maastrichtian terrigenous rocks. Oil and gas source rocks with satis- factiory organic matter contents are recognized in the Albian shales and Upper Cretaceous marine clays. These also include Cenomanian, Turonian and Senonian basal facies. Their organic matter content reaches 1 or 2%; kerogen is of different genesis. For example, amorphous type II kerogen is of marine origin and can generate both liquid and gaseous hydrocarbons. Type III kerogen is of continental origin, and it is gas prone. Collection and filtration properties of the sandy layers are high. The porosity of the main reservoir rocks ranges from 15 to 25% ,and the permeability is 10 to 1000 mD.

The article assesses hydrocarbon reserves of the Block CI-202 license area, analyzes the obrained seismic data, presents a model for the sedimentation evolutionary process in the main objects of investigation (LC1, LC2, LC4, UC1, UC3-2, UC4-5 strata) and also considers the prospects for finding new important oil and gas fields within the basin.

Key words: reservoir, oil and gas potential, stratigraphy, transform basin, trap, oil and gas source rocks, kerogen, sedimentation model, porosity and permeability

Лицензионный участок CI-202 расположен в бассейне Кот-д'Ивуар, который является типичным примером рифтового бассейна западноафриканской окраины платформы. Географически он включает в себя восточную часть прибрежной окраины Республики Кот-д'Ивуар, а также западную прибрежную часть Республики Ганы. Вдоль окраины Гвинейского залива распространены трансформные краевые бассейны. Осадочный бассейн Кот-д'Ивуар является примером одного из них (рис. 1) [1].

Рис. 1. Трансформная континентальная окраина Кот-д'Ивуар [1]. (По данным компании Петроси).

В раннем меле произошло открытие Южной Атлантики, связанное с распадом Гондваны. Поэтому эволюция осадконакопления, а также развитие региональных структур связаны с различными этапами развития рифтового бассейна: предрифтовой, синрифтовой и пострифтовой (рис. 2).

Рис. 2. Тектоно-стратиграфическая схема бассейна Кот-д'Ивуар-Гана (Греогор Дюваль и др. - 2018г.) [2].

Бассейн Кот-д'Ивуар является перспективным для поиска новых месторождений нефти и газа. В разрезе бассейна обнаружены как продуктивные, так и перспективные структуры, приуроченные к отложениям альба и позднего мела. Они находятся в шельфовой части бассейна Кот-д'Ивуар.

Процесс образования рифта начался в конце раннего мела. Синрифтовые отложения встречаются как на шельфе республики Кот-д'Ивуар, так и в республике Гана. Наиболее древние породы, вскрытые в акватории бассейна Кот-д'Ивуара, относятся к аль- бскому ярусу. Отложения аптского и альб- ского возрастов накапливались в замкнутом пространстве и имеют смешанное происхождение. К ним относятся глинистые породы озёрного типа, дельтовые песчаники и турбидитные отложения. К дорифтовым отложениям бассейна относятся песчаники девонского, пермского и каменноугольного возраста. Они разбурены в шельфовой части Республики Ганы и не вскрыты в акватории республики Кот-д'Ивуар.

В толще альбского возраста находятся нефтегазоматеринские породы, представленные локально распространёнными озёрными сланцами. Подобные породы встречаются и в верхнемеловых морских отложениях. К ним относятся туронские сланцевые фации. Накопление мощных дельтовых и продельтовых отложений в аптско-альбское время прекратилось во время позднего альба вследствие трансгрессии, когда фациальная обстановка сменилась на мелководную морскую.

В позднем сантоне и раннем кампане, вследствие серьёзной реактивации системы трансформных разломов, было обнаружено резкое изменение фациальной обстановки на глубоководную морскую. Эти отложения представлены глубоководными турбидитовыми каналами и конусами выноса на склонах. В Кот-д'Ивуар аналогичные отложения были обнаружены в глубоководной части бассейна. В настоящее время они являются наиболее перспективными и активно изучаются.

В течение сеноман-сантона начались радикальные изменения в условиях осадконакопления: неритовая зона начала сменяться более глубоководной морской обстановкой. Этот процесс закончился в раннем кампане. В это время наблюдается развитие системы подводных каналов. Разрез бассейна продолжает заполняться мощным меловым осадочным чехлом вплоть до кайнозойской эры [3].

В бассейне Кот-д'Ивуар выделяется глубоководный суббасейн «Гранд-Бассам», в котором основные перспективные объекты представлены альбскими песчаниками, связанными с разломными блоками и синрифто- выми апто-альскими песчаниками, которые связаны с шарнирными зонами внутриба- ссейновых поднятий. Сеноманские и маастрихтские отложения несогласно перекрывают поднятия альбских отложений. Таким образом, отложения в центральных и склоновых частях связаны с зонами выклинивания. Для месторождений лицензионного участка CI-202 характерны стратиграфические либо структурно-стратиграфические ловушки. Мощные озёрные сеноманские песчаники, заполняющие пониженные части структурного носа, вскрыты на месторождении «Газель». Ловушки врезанных речных каналов, связанные с обширной подводной эрозией кромки шельфа, являются ключевыми для отложений сеномана и маастрихта.

Анализ существующего кернового материала и каротажных диаграмм показывает, что данные породы-коллектора имеют хорошие фильтрационно-емкостные свойства (пористость, проницаемость). На всех скважинах данного лицензионного участка были проведены комплексные петрофизические исследования. На скважинах Hippo-1, IVCO- 22 и Gazelle-2 были проведены дополнительные анализы, которые подтвердили результаты прошлых работ. Данные анализы включали оценку пористости, проницаемости, песчанистости и типа насыщения. В скважинах, которые были пробурены после 1980-х гг., использовались более современные комплексы ГИС. Вследствие этого результаты определения водонасыщенности стали более достоверными, чем в ранних скважинах. В связи с этим была проведена новая интерпретация по определению водонасыщенно- сти, что позволило компенсировать систематическое смещение, полученное в результате определения параметров на основе исследований разными приборами. Для этого была построена линейная зависимость открытой пористости от водонасыщенности. Затем, исходя из этой зависимости, было пересчитано насыщение для старых скважин с учётом поправки (рис. 3) [1; 4; 5].

Рис. 3. Соотношение пористости к глубине породы-коллектора (1) и соотношение пористости к проницаемости породы-коллектора лицензионного участка СИ-202 (2)

Основными нефтегазоматеринскими породами бассейна Кот-д'Ивуар являются озерные сланцы альбского возраста и часть верхнемеловых морских глин. Также к удовлетворительным нефтегазоматеринским породам можно отнести базальные фации сеномана, турона и сенона. Альбские и туронские нефтегазоматеринские породы участвовали в генерации углеводородов, которые впоследствии заполнили залежи Баобаб, Юбилей, Твенебоа и Одум. Углеводороды (нефть/газ) Жаквильской впадины образовывались из керогенов смешанного типа, которые имели континентальный и морской генезис. Затем они мигрировали вверх по разрезу из альбс- ких горизонтов в структурные ловушки [1; 4; 5-8].

Ловушки на этом участке относятся к структурно-стратиграфическому типу. Они охватывают пласты-коллекторы склоновых каналов сеноманско-туронского и сенонско- го ярусов. Эти отложения расположены в непосредственной близости от юго-западного края погружающейся альбской моноклинали. Породы-коллекторы сложены переслаивающими песчаниками, алевролитами и сланцами. Месторождение «Газель» было открыто бурением разведочной скважины IVCO-12 с использованием устаревших сейсмических данных 2D. В 2012 г. была проведена 3D съемка, что позволило уточнить геологию и размеры отдельных структур, содержащих углеводороды, также выявить новые перспективные объекты. Новые скважины в значительной степени позволили определить уровни контактов флюидов. После переоценки и актуализации структурных карт опорных горизонтов и анализа цифровой геологической модели пластов, которая включила в себя данные по новым скважинам, был сделан вывод об уменьшении запасов углеводородов по сравнению с данными на 2012 г. [4, 5].

После интерпретации трехмерных сейсмических данных 2018 г. и бурения скважин P3-ST1, ST2 и P4 была уточнена геометрия и взаимосвязь пластов в участке. Основным изменением на основе актуальных данных (бурение и интерпретации 3D сейсмических данных 2018 г.) стала идентификация горизонта LC4 как отдельного канала, пересекающего пласты LC1 и LC2 (рис. 4). Седиментационная модель месторождения Газель представлена на рис. (рис. 5).

Рис. 4. Сейсмический разрез по каналу LC4

Песчаный пласт «LC1» сеноманского яруса был вскрыт скважиной IVCO-21. Для опробования данного пласта была выбрана часть коллектора мощностью в 20 метров, который простирается к югу от свода поднятия «Газель». В процессе испытания был получен приток газа 212376 м3/сут. и конденсата 11,5 т/сут. Скважина P4 вскрыла водонасыщенную часть пласта. Газонефтяной контакт и потенциальный участков P90. Вероятный газонефтяной контакт (GWC) был выбран на глубине - 2615 м и был рассчитан на основе данных перепада давлении и использовался для ограничения площади резервуара P50.

Песчаный пласт LC2 выделяется на сейсмических профилях с обеих сторон от структурного поднятия «Газель». Разделение на две части происходит на основе эрозии, вызванной промывкой и заполнением более поздним каналом (канал LC4) (рис. 5б). Вероятный газонефтяной контакт (ГНК) пласта LC2 (северный) залегает на глубине -2700 м. Он был рассчитан на основе анализа перепада давлений и использовался для ограничения площади резервуара P50. Вероятный ГВК пласта LC2 (южный) залегает на глубине - 2463 м, и глубина - 2500 м использована для ограничения площади резервуара P50.

Газоносный пласт LC4, представленный терригенным коллектором. Он является первым ограниченным каналом, пересекающим зону «Газель». Этот канал размыл пласты LC2 и LC1 вдоль своего пути (рис. 5б). В свою очередь сам канал LC4 был частично размыт и перекрыт пластом UC1, образуя явное несогласное залегание (рис. 5в). Пласт LC4 был вскрыт скважиной Газель-2 и оказался газоносным. Во время промышленных испытаний скважиной Газель-2 был получен приток газа 920298 м3/сутки, а также получен 3,59 т конденсата. Область P90 представляет собой область между двумя разломами. В скважине Газель-2 ГНК находится на глубине - 2355 м, и это использовалось для ограничения перспективной области P90. Для ограничения области P50 ГВК был принят на глубине - 2400 м.

Пласт UC1 расположен к северу от основного разлома Газель и над эрозионной поверхностью SB3 (рис. 5в). Этот пласт является нефтегазоносным с песчаным коллектором. Верхняя часть пласта - газоносна. Во время промышленных испытаний скважиной IVCO- 14 был получен приток газа 342634 м3/сут. с конденсатом. В скважине P3-ST1 был получен приток газа 552179 м3/сут. ГВК установлен на глубине - 2403 м. Это значение использовалось для ограничения перспективной области P90 и P50.

Пласт UC2 является нефтеносным и был вскрыт скважиной IVCO-12. Толщина исследуемого пласта составила 28 м. Этот пласт простирается к югу от свода поднятия «Газель» (рис. 5г). Во время промышленного опробования был получен приток в 281,5т нефти в сутки с повышенным содержанием газа. Повышенный газовый фактор связан с затрубным перетоком газа из вышележащих горизонтов. На основе анализа перепада давления не было выделено границ. Насыщение нефтью было уставлено на глубине - 2253 м. Этот уровень используется для ограничения площади резервуара P90. В скважине IVCO- 21 водонасыщенная часть начинается на глубине - 2295 м и принимается как граница для области резервуар P10.

Пласт UC3 является газоносным и был вскрыт скважинами IVCO-12. IVCO-12, Газель-1, P4, Газель-2 и IVCO-21 (рис. 5г). Во время эксплуатационных испытаний скважиной IVCO-12 был получен приток газа 673941 мЗ/сутки с конденсатом, из скважины Газель-1 было получено 1 033 565 мЗ/сутки газа с конденсатом. Скважины P4 и IVCO-21 вскрыли водную зону пласта UC3. Перспективные области залежи P90 были ограничены на глубине - 2165 м, ГНК для ограничения областей залежи P50 был установлен на глубине - 2171 м, исходя из анализа данных перепада давления в скважине Р4.

Пласт UC4 является нефтеносным. Этот пласт был вскрыт скважиной IVCO-12 и опробован на 18-метровом участке пласта, который простирается к югу от свода поднятия «Газель» (рис. 5д). Во время эксплуатационных испытаний был получен приток нефти дебитом 308,6 т/сут. с повышенным газосо- держанием. Считается, что повышенное содержание газа связано с затрубным перетоком газа из вышележащих газоносных горизонтов. Предполагается, что блок имеет небольшую газовую шапку с ГНК на глубине - 2075 м. Насыщение нефтью уставлено на глубине - 2093 м и эта глубина используется для ограничения перспективных областей залежи P90. ВНК вскрыт в скважинах IVCO-12 и Газель-2 и оценивается на глубине - 2123 м.

Песчаный пласт UC5 сеноманского яруса является газоносным и был вскрыть тремя скважинами IVCO-12, IVCO-21 и P4. Во время эксплуатационных испытаний скважиной IVCO-21 было получено 283168 м3/сутки газа с конденсатом. Анализ давления показывает, что система гидродинамически не замкнута, но в связи с тем, что в некоторых районах наблюдается частичное истощение, можно утверждать о наличии границ. ГНК для перспективных областей залежи P90 было принято на глубине - 2080 м. ГНК для залежей P50 было принято на глубине 2085 м, на основе данных изменений пластового давления.

Предполагаемые геологические запасы углеводородов показаны в таблице 1 [4, 5].

Таблица 1. Геологические запасы газа и нефти в районе поднятия «Газель»

Выводы

В результате проведенных сейсморазведочных работ и бурения на лицензионном участке СИ-202 показаны общие черты современного геологического строения осадочного бассейна Кот-д'Ивуар.

С учетом анализа и обобщения стратиграфии и литологии, изучения регионального тектонического плана всего бассейна Кот- д'Ивуар, продемонстрирована эволюция осадконакопления и формирования региональных структур, связанных с различными этапами развития рифтового бассейна.

Перспективные структуры приурочены к альбским, сеноманским, туронским и маастрихтским терригенным формациям. Нефтегазоматеринские породы выделены в сланцах альбского возраста и в верхнемеловых морских глинах.

Пористость основных пород-коллекторов находится в диапазоне 15-25%, а проницаемость - 0,01-1 мкм2 (10-1000 мД).

Оценка запасов углеводородов лицензионного участка СИ-202, показала, что они значительны, а учитывая наличие других перспективных ловушек, перспективы бассейна на открытие подобных месторождений очень высоки.

Литература

1. Societe Nationale d'Operations Petroliere de Cote d'Ivoire (PETROCI). Cote d'Ivoire Petroleum Evaluation Concessions. 1993. 17 p.

2. Insights into the early evolution of the Cote d'Ivoire Margin (West Africa): The Geological Society Special Publications / G. Duval, J. Martin, K. McClay, S. Toothil. 2018. 59 p.

3. Hydrocarbon systems of the Abidjan Margin, Cote d'Ivoire. Offshore West Africa 2000 Conference and Exhibition / J. Morrison, C. Burgess, C. Cornford, B. N'Zalasse. March 21-23, 2000, Abidjan, Cote d'Ivoire. Penn Well Publishing, pp. 1-13. .

4. Vioco petroleum limited. Resources report pertaining to CI-202 licence. Cote-d'Ivoire, March 8, 2014. 75 p.

5. IHS Report, Basin Monitor: Republic of Cote d'Ivoire, Republic of Liberia, and Republic of Ghana, 2011. 202 p.

6. Атсе Я.Д.Б. Нефтегазоносность бассейна Кот- д'Ивуар и оценка потенциала материнских пород // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. Сб. научных трудов. Уфа. 2016. С. 128-136.

7. Оценка потенциала альбских нефтегазоматеринских пород гвинейского залива на примере бассейна Кот-д'Ивуар / Атсе Я.Д.Б., Чудинова Д.Ю., Султанов Ш.Х., Котенев Ю.А. // Нефтяная провинция. 2019. № 1 (17). С. 51-61.

8. Оценка потенциала меловых нефтегазоматеринских пород гвинейского залива на примере бассейна Кот-д'Ивуар / Я.Д.Б Атсе., Д.Ю. Чудинова, Н.В. Шабрин, Ю.А. Котенев Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. № 2. С. 9-20.

References

1. Socie'te' Nationale d'Op^rations Petroliere de Cote d'Ivoire (PETROCI). Cote d'Ivoire Petroleum Evaluation Concessions, 1993, 17 p.

2. Duval G., Martin J., McClay K., Toothill S., Insights into the early evolution of the Gate d'Ivoire Margin (West Africa): The Geological Society Special Publications. 2018,59 p.

3. Morrison J., Burgess C., Cornford C., N'Zalasse B. Hydrocarbon systems of the Abidjan Margin, Cdte d'Ivoire. Offshore West Africa 2000 Conference and Exhibition, March 21-23, 2000, Abidjan, Cote d'Ivoire. Penn Well Publishing.

4. Vioco Petroleum Limited. Resources report pertaining to CI-202 licence, Ccte d'Ivoire, March 8, 2014, 75p.

5. IHS Report, Basin Monitor: Republic of Cdte d'Ivoire, Republic of Liberia, and Republic of Ghana, 2011, 202 p.

6. Atse Y.D.B. Neftegazonosnost basseyna Kot- d'Ivuar i otsenka potentsiala materinskikh porod [Presence of oil and gas in C0te d'Ivoire basin and evaluation of source rock potential]. Neft- egazovye tekhnologii i novye materialy. Problemy i resheniya [Oil and gas technologies and novel materials. Challenges and solutions]. Colltcted papers. Ufa, 2016, pp. 128-136.

7. Atse Y.D.B., Chudinova D.Yu., Sultanov Sh.Kh., Kotenev Yu.A. Qtsenka potentsciala albskikh neftematerinskih porod Gvineyskogo zaliva na primere, basseyna Kot-d'Ivuar [Assessment of the potential of Albian oil and gas source rocks of the Gulf of Guinea using the example of the Cote d'Ivoire basin]. Neftyanaya provintsiya - Oil Province, 2019, no. 1 (17), pp. 51-61.

8. Atse Y.D.B., Chudinova D.Yu., Shabrin N.V,, Kotenev Yu.A. Qtsenka potentsiala melovykh neft- egazomaterinskikh porod Gvineyskogo zaliva na primere, basseyna Kot-d'Ivuar [Assessment of the potential of Cretaceous oil and gas source rocks of the Gulf of Guinea using the Cote d'Ivoire basin as an example]. Problemy sbora, podgotovki i transportirovki nefti i nefteproduktov - Challenges in Collecting, Processing and Transporting Oil and Oil Products, 2019, no. 2, pp. 9-20. (In Russian).

Размещено на Allbest.ru