Анализ геологического строения и нефтегазоносности Экваториальной Гвинеи

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. Общая характеристика Экваториальной Гвинеи

Географическое положение

ГЛАВА 2. Геологические особенености западно-центральной Африки и Экваториальной Гвинеи

2.1 Тектонические процессы и этапы развития нефтегазоносных бассейнов Западной Африки.

Глава 3.разведка и нефтегазазоносность экваториальная гвинея

Глава 3. Блок J и Н акватории Экваториальной Гвинеи

Глава 4. Нефти и газа Центральной и Западной Африки базовая основа развития стран нового и старого света.

ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Республика Экваториальная Гвинея расположена в Центральной Африке и является одной из самых маленьких стран в Африке с населением чуть больше 1 млн. человек.

Основу экономики страны вплоть до последних десятилетий ХХ в. составляли продукты сельского хозяйства (какао-бобы, кофе) и древесина. Большая часть этой продукции экспортировалась во Францию и Испанию. Подавляющая часть обрабатываемых земель раньше распределялась между мелкими хозяйствами африканцев. Европейцы владели крупными плантациями, где производилась большая часть какао-бобов.

С начала XXI века экономика Экваториальной Гвинеи существенно изменилась по причине активных разработок открытых в 1991 и в 1996 годах месторождений нефти и газа. Благодаря этому, доход на душу населения в последние годы резко увеличился и составил почти 38 тысяч долларов – 26-е место в мире.

Основной статьей дохода в ВВП страны, который только за 1997 год вырос на 154%, в настоящее время является добыча и переработка нефти и газа. Этот фактор имеет важное значение для страны такого размера, как Экваториальная Гвинея, несмотря на то, что точный объем существующих запасов нефти и газа в республике до настоящего времени неизвестен.

Сложившаяся в экономике страны ситуация требует достаточно большого количества квалифицированных кадров, способных выполнять работу на сложном в техническом и технологическом отношениях оборудовании компаний, ведущих добычу и переработку нефти и газа. Данная проблема усложняется еще и тем, что в Экваториальной Гвинее недостаточно развита система профессионального технического образования. Поэтому существеннyю долю квалифицированных сотрудников компании нанимают из других стран.

Целью дипломной работы является изучение и анализ геологического строения и нефтегазоносности Экваториальной Гвинеи.

Для достижения поставленной цели необходимо было:

- изученить геологичекое строение Экваториальной Гвинеи;

-провести анализ результатов геолого-разведочных работ и разработки нефтегазовых месторождений;

- изученить перспективы развития нефтегазовой отрасли в республике.

Поскольку эти перспективы напрямую зависят от собственных квалифицированных кадров, в работе рассмотрены также пути основ построения программы подготовки персонала для предприятий нефте- и газоперерабатывающей промышленности республики Экваториальная Гвинея.

Структура и объем работы. Дипломная работа состоит из четырёх глав, введения, заключения и списка литературы.

Глава 1. Общая характеристика Экваториальной Гвинеи

Географическое положение

Рис 1. Обзорная карта Гвинеи

Экваториальная Гвинея является небольшой страной, расположенной в экваториальной Африке. Имеет территорию, площадью 28051 км, в основном расположенной в континентальной части страны или Мбини (Рио-Муни), которая протянулась на 130 км вдоль побережья и на 300 км. вглубь материка и граничит на севере с Камеруном, на востоке и юге – с Габоном и на западе - с Атлантическим океаном со столицей – город Бата [1].

Другая часть страны состоит из так называемых островных регионов площадью 2034 км. Эти регионы включают остров Биоко (бывший Фернандо Пoo), где расположена столица Экваториальной Гвинеи Малабо, остров Аннобон, острова Кориско, Элобей Гранде и Элобей Чико и некоторые другие. Наиболее важный остров Биоко (2017 км ) расположен к северу от материка, в 40 милях от побережья Камеруна в заливе Бонни (Биафра), являющегося частью Гвинейского залива. Остров вулканического происхождения, с горной поверхностью в основном с высотой 600-900м, покрытой густыми лесами, с крутыми и скалистыми берегами, протяженностью 195 км. Максимальная высота горного пика, также известного как пик Санта-Исабель Бизила составляет 3 007 м. У его подножия лежит столица Экваториальной Гвинеи - город Малабо. На острове есть плодородные почвы вулканического происхождения, на которых выращивают какао. Реки и озера расположены в основном в горах.

И на материке, и на острове Бийоко простираются прибрежные равнины и густые тропические леса. Выращивают здесь в основном маниок, бананы и сладкий картофель. Большая часть местных жителей занимается сельским хозяйством и рыбным промыслом. На территории государства расположены вечнозеленые влажные экваториальные леса, в которых растут фикусы, хлебное дерево; всего свыше 150 ценных пород деревьев.

Характерными представителями животного мира государства являются леопард, крокодил, буйвол, бегемот, носорог, обезьяны, антилопа, большое количество змей и птиц.

Государственный флаг был принят в Экваториальной Гвинее в момент провозглашения независимости 12 октября 1968 года.

Герб был установлен 21 августа 1979 года.

Зеленый цвет символизирует флору страны, синий - море, белый - мир и красный - независимость.

ГЛАВА 2. Геологические особенености западно-центральной Африки и Экваториальной Гвинеи

2.1 Тектонические процессы и этапы развития нефтегазоносных бассейнов Западной Африки.

Осадочный чехол Западно–Африканской пассивной окраины представлен мезозойско – кайнозойскими отложениями. На докембрийском фундаменте, в основании осадочного чехла бассейнов залегают породы рифтового комплекса, сформировавшиеся на этапе раскола древней континентальной коры. Континентальные рифты, по которым произошел раскол древних суперконтинентов – Пангеи и Гондваны, пересекли на большом своем протяжении глубинные внутренние области древних материков, поэтому состав накапливавшихся в них осадков был весьма специфическим и удивительно однотипным на огромных пространствах [1,5].

Обзорные схемы нефтегазогеологического районирования Южной Атлантики представлены на рисунке

Снижение уровня океана и тектонические подвижки, по–видимому, нередко приводили к утрате связи между этими прогибами, что в условиях аридного климата неминуемо вызывало осолонение водоемов, сокращение их площади и даже полное испарение воды. Все это благоприятствовало осаждению разнообразных эвапоритов, сформировавших с течением времени мощные соленосные толщи, присутствие которых ныне установлено на пассивных окраинах Западной Африки. Пояс соленосных отложений протягивается вдоль окраин Габона и Анголы (верхнеаптские соли). Появление морских карбонатных, а в ряде случаев и терригенных формаций отмечает новый этап в развитии этих пассивных континентальных окраин – этап развития первичных океанических впадин и заложение континентальных склонов. В осадочных разрезах карбонатные отложения залегают либо на солях, либо на континентальных красноцветах [5].

Рисунок 2.1 - Нефтегазогеологическое районирование Южной Атлантики (обзорные схемы) А- нефтегазоносные провинции побережий (штриховка); Б – нефтегазоносные бассейны на восточном побережье Юго-Восточной Бразилии; В – нефтегазоносные бассейны на западном побережье Центральной Африки.

Раннемеловая эпоха стала временем широкого распространения морских и дельтовых терригенных отложений. На многих шельфах стали быстро разрастаться речные дельты, где сформировались толщи, в разрезах которых чередуются песчаники, алевролиты и глины, иногда с прослоями бурых углей и известняков. Мощность этих толщ достигает нескольких километров. В сторону континентального склона дельтовые отложения сменяются алевролитовыми глинами с прослоями сидеритовых конкреций, которые сформировались на склоне дельт или в обстановках продельты. Многокилометровая терригенная толща имеет циклическое строение. В нижней части многих циклитов, сложенных песчано– алевролитовыми осадками, наблюдается градационная слоистость. Верхи тех же циклитов представлены черными глинами, т.е., отмечается наличие турбидитов [20,6]. Часто эти турбидиты образованы древними подводными конусами выноса.

Стабильная тенденция к прогибанию и глубокое распространение в глубь континента способствовали превращению континентальных рифтов в центр обширных водосборных бассейнов [9]. Поэтому в гумидных зонах они стали служить естественными каналами стока речных вод, а в эпоху повышений уровня океана – путями продвижения морских трансгрессий. Русла крупных и крупнейших рек современности приурочены к зонам дробления – глубинным разломам, унаследованным от периода активного рифтогенеза, - это реки Нигер, Огове, Конго, Кванза, Санга, Кунене и др. Их дельты формировались на участках выхода к океану указанных разломных зон [20,6].

Вынос огромных масс терригенного материала с суши в течение длительного времени привел к накоплению в пределах узких участков континентальной окраины Западной Африки значительных масс осадков, которые сосредоточены, как правило, не только в дельте, но и в крупных, а порой и гигантских подводных конусах выноса – так называемых глубоководных фэнах [7].

Еще одной характернейшей для позднего мезозоя группой формаций в этом регионе, являются формации углеродистых терригенно – карбонатных и карбонатных осадков, получивших название «черных глин». Это довольно разнообразная группа отложений, объединенных по одному – единственному признаку – обогащенности органическим веществом, что обусловило их черную окраску. Большого распространения “ черные глины “ достигли в конце раннемеловой и начале позднемеловой эпохи (апт – альб и сеноман – турон ). Среди формаций ‘черных глин ‘ встречаются толщи прибрежнего и шельфового генезиса, а также глубоководные аналоги, накапливавшиеся в пределах континентального склона и подножия, как уже упоминалась выше.

Конец позднемеловой эпохи и первая половина палеогена ознаменовались появлением специфических хемогенных образований – эвапоритов, не имеющих аналогов в предыдущей геологической истории, зон, переходных от континента к океану [8]. Речь идет о формациях магнезиальных глин – палыгорскитов и сепиолитов, занимающих промежуточное положение между континентальными и соленосными сериями прибрежных равнин и гемипелагическими, кремнистыми или карбонатными осадками континентального склона и подножия.

Падение уровня океана в раннем и позднем миоцене, которые были весьма значительными, хотя и уступали среднеолигоценовому, сопровождались выдвижением на шельф дельт крупных и малых рек. К тому же, этот процесс происходил на фоне тектонической активизации, захватившей многие районы Африки [12]. Все это привело к выносу на шельф и континентальное подножие значительных количеств терригенного кластического и глинистого материала.Эти терригенные дельтовые и прибрежно – морские формации являются прекрасными природными резервуарами для залежей углеводородов.

В целом в составе осадочного выполнения бассейнов, протягивающихся вдоль западной окраины Африки, можно выделить три структурных этажа, разделенных обычно несогласиями или крупными стратиграфическими перерывами. Нижний этаж отвечает рифтовому комплексу отложений, чаще всего континентальным красноцветам [9].

Средний, структурный этаж – это породы карбонатного и терригенно – карбонатного комплексов, отвечающие периоду формирования и начальных этапов развития пассивной континентальной окраины Западной Африки. Эти комплексы слагают современный уступ континентального склона и большую часть осадочной линзы в пределах внешнего шельфа. Наконец, верхнему, структурному этажу принадлежат молодые осадки, перекрывающие шельф и многие участки склона и формирующие осадочную линзу на подножии континентального склона.

На окраинах, возникших при распаде Гондваны, нижний, структурный этаж представлен породами позднеюрского и аптского возраста. Средний, структурный этаж составляют отложения верхнего мела – палеогена, а к верхнему этажу относятся осадки миоценового и более молодого возраста [9].

Границы осадочных бассейнов проводятся отчасти условно, так как осадочная линза выклинивается обычно лишь в направление к внутренним районам континента. Она практически непрерывна вдоль простирания самой окраины (края континента), изменяясь, однако, в мощности. Подобным же образом осадочный чехол окраины постепенно переходит в чехол абиссальной котловины океана. Этот переход фиксируется как по фациальным изменениям, так и по резкому сокращению мощности. Однако надежного критерия здесь не установлено, хотя предлагается считать внешней границей бассейна тот рубеж, за который на континентальном подножии не распространяются турбидиты, либо сокращается мощность осадочной толщи до 1.5 или даже 1 км [6]

Условные обозначения

Провинция Гвинейского залива

Граница между океанической и континентальной корами

Основные зоны разломов

Толщина осадочного слоя, в километрах

Рисунок 13 - Схема провинции Гвинейского залива с указанием основных зон разломов, толщин осадочного слоя и границы между океанической и континентальной корами. Дополнено Emeryand Uchupi (1984), MacGregor and others (2003)

Рисунок 4

Общая стратиграфическая колонка, показывающая возраст залежей, основные геологические события, литологию и нефтематеринские породы, также тектонические ступени бассейнов Рио-Муни, экваториальной Гвинеи, западной Африки

Рисунок 5

Общий геологический разрез, на котором изображены залегания возможных нефтематеринских пород бассейнов Рио-Муни, Экваториальной Гвинеи, западной Африки. Названия формаций и литология показаны на рисунке 10 для рифовых образований. Модифицированы из Министерства горных разработок и энергии Экваториальной Гвинеи (2003). Расположение разреза показано красными линиями на карте индексов. Горизонтальная шкала обобщена; не дана.

Глава 3.разведка и нефтегазазоносность экваториальная гвинея

Углеводородная система

Бассейн рио муни вмещает мощную перспективную толщу сенонских отложений, перекрытую третичными осадками, мощность которых увеличивается с юга на север. Интервалы пород- коллекторов с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами доказаны как в третичных , так и в меловых отложениях, но промышленная продуктивность до настоящего времени устоновлено только в меловом комплексе отложений. На Блоке G турбидитные глубоководные отложения кампанского возраста выступают как коллекторы для углеводородов, Мигрирующих из среднеальбских материнских пород, при этом флюидоупорами являются маастрихтские аргиллиты и рифтовая поверхность несогласия, на которой они трансгрессивно залегают по

Глава 3. Блок J и Н акватории Экваториальной Гвинеи

Общие сведения

Блок J расположен в пределах внешней зоны бассейна дельта нигер (дельты р. Нигер), западнее Биоко (Bioko). Севернее данного блока открыты гигантские месторождения сафиро и альба (Zafiro,Alba) Западнее границ блока располагаются газовые месторождения фортуна и ликос (Fortuna,Lykos), недавно открытые компанией Ophir на Блоке R (см. рис. 1). Площадь блока составляет 1305 кв. км. Лицензия была получена компанией Atlas (100% долевое участие на условиях СРП) в 2000г. В течение нескольких продлений исходного периода геологического изучения, поиска и разведки, разрешения на которые были получены от соответствующих надзорных органов, Atlas выполнили свои обязательства по рабочей программе.

Рис.1 - Обзорная карта местоположения Блока J и ближайших месторождений нефти (зеленым) и газа (красным) в территориальных водах Экваториальной Гвинеи

Изученность

Сейсморазведочные работы МОГТ 2Д на территории данного блока провели в 2002 г. в объеме 1084 пог. км. Полученные результаты помогли выявить несколько потенциально перспективных объектов, связанных со значительными амплитудными аномалиями. Для подготовки данных объектов к опоискованию глубоким бурением потребовались детальные сейсморазведочные работы МОГТ ЗД. В 2008 г. TGS Nopec и BGP по контракту с Atlas отработали 865 кв. Км сейсмических данных в западной части блока. Полученные данные были обработаны методом PSTM (временная миграция до суммирования) компанией Geotrace. Также компанией Weinman Geoscience (г. Даллас) были выполнены специальные исследования по обработке полученных результатов, включая ДУО-анализ, для получения более полной информации по выявленным и подготовленным к бурению структурам. В районе перспективных объектов, покрытых ЗД сейсмическими данными, глубина воды составляет 750 - 1500 м. Положительные результаты сейсморазведочных работ позволили компании Atlas приступить ко второму периоду геологического изучения данного блока. Обязательства второго периода включают бурение одной поисковой скважины.

Рис. 2 - Примеры амплитудных аномалий сейсмических данных на Блоке J, предположительно связанных с присутствием УВ (временной разрез по меридиональному кросс-лайну)

Блок Н расположен на севере морской части бассейна Рио Муни. Южнее данного блока открыты нефтяные месторождения Venus, Оките Complex, Ceiba. (см. рис. 1). Площадь блока составляет 991 кв. км. Лицензия была получена компанией Atlas (100% долевое участие на условиях СРП) в 1999-2000 гг. В 2004 г. при участии австралийской компании Roc Oil были проведены сейсморазведочные работы МОП" ЗД в объеме 1403 кв. км и пробурена одна скважина (Bravo-1, глубина 3200 м). По результатам бурения было установлено присутствие в третичных отложениях олигоцен-миоценового возраста хороших коллекторов, однако они оказались изолированными от нижележащей углеводородной системы мелового возраста. В четвертом квартале 2015 г. планируется бурение второй скважины на блоке (Aleta-1, проектная глубина 5000 м, глубина воды 1240 м, прогнозная ресурсная база более 500 млн барр. нефти, вероятность геологического успеха 33%). Ориентировочные затраты по варианту «сухой ствол» составляют 75-85 млн долл. США при плановой продолжительности бурения 50 календарных дней. В настоящее вся территория блока покрыта данными ЗД сейсморазведки (изученность ~2,8 км2/км2).

Рис. 1-Обзорная карта местоположения Блока Н и соседних месторождений (зеленым- нефтяные, красным - газовые)

Рис.1. Платформа компании CNOOC AFRICA LIMITED

Скважина S-3, расположенная в блоке S (рис.2.), находится на территории глубоководного бассейна Рио-Муни в Экваториальной Гвинее с координатами: 1°-2° северной широты и 8°-10° восточной долготы. Площадь составляет 1.369 км2 , глубина от 30 да 1900 м.

Рис.2.Скважина S-3, расположенная в блоке” S”

Блок относится к тектонической структуре G-13, расположенной cреди соляных куполов с координатами: 1° 18’ 11.293” северной широты и 9° 3’ 57.471” восточной долготы, S-3 находится примерно в 1,71 км к юго-западу от скважины 13-2 G, пробуренной компанией Хесс, и примерно в 274 км к юго-востоку от Пуэрто-K5 Малабо (рис. 3.).

Рис. 3. Географическое расположение скважины S-3

Возраст пород	Глубина (м)
Четвертичный	925
Неоген	1.932,25
Палеоген	2.482,25
Maaхстрихт-кампанский	2.977,25
Сантонский	3.302,25
Коньякский	3.6476,78
Общая глубина	3.810

Таблица 1. Геологический возраст пород на разных глубинах скважины S-3.

Рис. 4 Интерпретация сейсмических исследований cкважины S-3

Глава 4. Нефти и газа Центральной и Западной Африки базовая основа развития стран нового и старого света.

Газового основа экономического развития стран нового и старого света. Центральная и Западная Африка в целом и Гвинейский залив , в частности, в последние годы стали в качестве одного из направлений специальной гео-стратегической политики для обеспечения энергетической безопасности в потреблении много стран мира УВ (рис 3) .Среди причин являются: 1)отличное качество Африканских масел ( 30-40 ° API 2 и низкая сера ) , 2) высоки потенциал новой отрасли добычи газа , 3) (текущие большие запасы нефти (4.3 на 100 от общемирового показателя в 2009 году) и газа, 4)безопасность и простота – работы в море, 5) близость к западным рынкам без каких либо узких географических или иных ограничений транзита , 6)значение как центра глобального производства сжиженного природного газа ( СПГ) , 7) - увеличение ввода раза производственных мощностей (один 27.7 100 в течение последнего десятилетия ) и 8) относительная безопасность и политическая стабильность в этом районе. Эти факторы значительно повысили объемы иностранных инвестиций , которые, как ожидается еще более возрастут в XXI веке , чтобы сохранить финансирование новых открытие .

Рис 3.Схема экспортного транзита ресурсов Гвинейского Залива 2009.

Испании , Гвинейский залив является стратегическое , из-за его географической близости , ( путешествие на лодке составляет около 33 100 ниже Персидского залива ) 3 ; будучи основным поставщиком СПГ , чтобы быть вторым регион, который увеличил свою долю на рынке - рынок в качестве поставщика нефти в прошлом десятилетие , и ее вклад в диверсификацию традиционных источников питания Америка, Северная Африка, Ближний Восток и Европа .

Гвинейский залив является домом для 4,4 100 мировых запасов нефти ( Карта 1 и в таблице 1 резюме фигурах) , представляющий 46 100 из общих запасов нефти Африка . Она производит 4,8 млн. баррелей в день , представляющих 6,1 100 Производство Мир , 50 100 африканских , и эквивалентна 19.9 100 Восточный производство Среднее . Кроме того, в Гвинейском заливе регионе было более увеличилась добыча нефти в последнее десятилетие ( 100 +32,4 ) в качестве образцов Рисунок 1 против увеличением 6,9 100 мирового производства , хотя следовать будучи предпоследним производства область после Азиатско-Тихоокеанский .

Для газа (СПГ) , единственные производители Гвинейский залив являются Ангола и Экваториальной Гвинеи , Нигерии гораздо менее измерения , Экваториальная Гвинея ( один сжижения поезд Фракция ) , хотя есть несколько проектов в различных стадиях беременности , чтобы включить больше стране страны-производители и увеличить пропускную способность существующих. В условиях, когда природный газ был зарекомендовано себя как один из источников энергии дальше, в Гвинейском заливе уже является одним из основные полюса мирового производства СПГ вдоль Катар , Малайзия, Индонезия (рис. 2) , даже если у значительный процент природного газа не приняты преимущество . Регион имеет большой потенциал ТИАЛ для будущего роста (более 100 лет запасов ты в некоторых странах) , намного выше, чем в другие областях в мире .

Рис 4.Повышение добыча нефти в процент 2000-2009

Как экспорта нефти (карта 1) значительная часть идет в США (42 100 , Энергия обзор По данным BP ) в связи с наличием Большинство американских нефтяных компаний в регионе. В Азиатско-Тихоокеанском регионе идет 27,7\ 100 , который поглощает Китай 17 100 общей став вторым крупнейшим покупателем нефти Я читал . Для Китая, в Гвинейском заливе , в дополнение к тому, поставщик сырья , является важнейшие рынок государственных заказов и противостояния в целом. Европа предназначен для 21,6 100 , в Южной Америке и Центральной Америке 6.5 100 и низкий 1.9 100 ре-абсорбируется Африка .

Хотя испанские импорт углеводороды упали , учитывая неблагоприятный экономическая , экологическая тех из Африки 2010 г. составили почти 40 100 из общего числа, 40,7 которых 100 пришли от залива Гвинея 4 . Импорт из региона представ - Они сидели 13,6 100 из мирового объема. в то время как оставшихся углеводородов производить регионы ROS теряют вес по общей , импортов этой области становятся больше.

Рис 5.Рейтинг экспорта по регионам СПГ производителя 2000-2009

(Миллиардов кубических метров, BCM)

Наблюдаемый увеличение веса , который выиграл Гвинейский залив в качестве поставщика масло в Испании в период 1999-2010 годов , со вторым по величине увеличением Европа увеличился участвовать в тот же период на 34,4 на 100 , в связи сделать, чтобы увеличить импорт из Украины , ( 1532 на 100) , Россия (58,3 на 100 ) , и Норвегия , (99,8 на 100 ) - я обгона Америку четвертый поставщиком область . В будущем , по-видимому сим -Мент продолжить эту прогрессию , если образуется новые открытия в области и вес регионе Магриба продолжают падать , как в рассматриваемый период .

Экваториальная Гвинея

Экваториальная Гвинея стала, в нескольких минутах более 10 лет, один из великих держав региональная добычу углеводородов и переработки, в результате бума и экономических преобразований беспрецедентного социологического исследования и во всем мире. Таким образом, и в связи с важностью в Испанию за то, что бывшая колония, является Как обсуждается в этой статье.

Несмотря на стране далека от крупных производителей, таких как Россия (десяти миллионов баррелей), упорядоченных тридцать шестой в рейтинге производителей нефти в 2009 году. Это, однако, относительное лицо: в том же году был 3-тий нефтедобывающий к югу от Сахары, второй СПГ, что континент (и один из трех в Атлантическом бассейне вместе с Нигерии и Тринидада и Тобаго), а также производитель сжиженного нефтяного газа (далее, LPG) и метанола

Рис 6. изменение рынка акции нефть Экспорт регион Испании 1999-2010

Рис 7. Карта полей Зафиро и Альба и других различных блоках

Это не связано с значительным кумулятивным валовых инвестиций до 2009 года , в соответствии с Экваториальной Гвинеи правительства, более 35 000 млн. долларов США, достигнув пика поток инвестиций в 2006 году , с более чем 6000 млн. долл. США. Чиновники заявили, что один из крупнейших эмитентов , страны США оценивается в 17 000 млн. долларов США совокупных инвестиционных потоков с 1999 по 2006 года, достигнув стоимости активов в 2007 году на 22 000 млн. долларов США .

С точки зрения его воздействия на общественные финансы , согласно последним данным МВФ , углеводородный сектор ( добыча и переработка ) представляет более 90 100 государственных доходов и около 98 100 экспортных поступлений , имея выросли особенно вклад в добавил секторе переработки валового национального значения от 7,1 до 13,2 на 100 отечественного производства с 2006 по 2009 год в номинальном выражении и в свете существующих проектов , вероятно, увеличится этот вес в ближайшие годы .

Внутреннее производство составляет лишь un0 , 4 по 100 в мире , но в расчете на душу является самым высоким в мире ( почти половина за баррель на человека в день ) , опередив основных производителей , таких как Саудовская Аравия и Оман, следствие Небольшой размер страны ( между 700000 и 1 млн. человек ,площадь земельного участка только 28000 км 2 ) .

вверх по течению

Текущая ситуация

В республике было произведено в 2010 году в общей сложности 296 000 баррелей в день ( кб / д ) через 4 производственных областях ( Зафиро , Alba , Сейба и Okoume ) на два отдельных бассейнов ( в дельте реки Нигер , и Рио-Муни ) : 244 кб / д сырой нефти (Brent эквивалент , 134 кб / д в области Zafiro , 80 кб / д в поле Okoume , и 30 кб / д в области Сейба ) , и 52 кб / д конденсата в области Alba при условии, согласно правительственным источникам .

- Поле Зафиро . Расположенный в блоке В северо-западу от Биоко , с водами Нигерии , в бассейне дельты реки Нигер . Управляется ExxonMobil ( 71,25 на 100 ) и участие GEPetrol ( 28,75 на 100 ) . Начато производство в 1996 году, и считался в то время первый глубоководный нефтепромыслового в Западной Африке, 5 . Devon Energy не было частью консорциума до января 2008 года, когда он продал свои активы GEPetrol стоит 2200 миллионов.

- Поля Окуме и Сейба На побережье материка , Рио- Муни бассейна . Управляется Hess ( 80,75 на 100 ) , а также участие Tullow ( 14,25 на 100 ) , и GEPetrol ( 5 за 100 ) .

Сейба является страной , состоящий из 10 скважин по добыче и других посвященной инъекции.

Комплекс Окоуме занимает четыре нефтяных месторождений ( Okoume , Ebony , Oveng и Элон ) , известный как блок севере G ( от материкового побережья ) .

- Альба поле . А в 25 км от северо-западного побережья острова Биоко , в бассейне дельты реки Нигер , 76 футов глубиной , и было обнаружено испанской компании Hispanoil в восьмидесятых, в настоящее время часть Repsol . Это поле имеет отношение к производству газа и газового конденсата нефти, с извлекаемыми запасами газа оцениваются в 125 миллиардов кубических метров газа (BCM) , что эквивалентно производству сжижению поезде в течение 25 лет ) и 400 млн. баррелей конденсаты . Marathon Oil является оператором с 63,3 на 100, наряду с Noble Energy , и 33,7 на 100 100 GEPetrol 3 процентов , Что касается производства газа и газового конденсата от поля тока Alba 870 миллионов кубических футов газа в сутки ( MMcf / сут ) и 52 кб / д конденсата , с четырьмя подачи переправе проектов , описано кашель в следующем разделе .

Что касается эволюции производства, от его робких начинаний в 1992 году, резко возросло с 1995 ( всегда согласны ВР ) , собирается 7 кб / д в этом году , до 376 кб / д в 2005 году , производство записи. С тех пор , производство остается на этих уровнях , падения в 2009-307 кб / д в 2010 году выше 244 кб / д . Текущие разведанные запасы в 2009 году 1700 млн. баррелей , что эквивалентно 15,2 лет при нынешних темпах производства.

Это добыча нефти , по данным Агентства американской энергетики (EIA), в 2009 году было выделено в США около 28 100 из общего числа, Испания 22 100 , Китай un16 100 , Франция 9 на 100 , Италия 7 на 100 , Тайвань и 6 на 100 , ориентированных на 12 100 оставшихся на другие рынки. На рисунке , конечно, меняется из года в год в зависимости от условий спроса и предложения в каждый одной из областей , входящих в состав мировой рынок нефти .

середина реки

Текущая ситуация

В этой области существует целая промышленный комплекс в Пунта -Европа , Малабо , с 4 перерабатывающих предприятий углеводородные производные Альба PSC обработки конденсата завод нефть, растений Альба СНГ , завод по производству метанола AMPCO ; и EG- поезд сжижения природного газа .

Во-первых, завод по переработке Альба PSC начал свою работу в июле 1991 года , обработка около 52 кб / д конденсата и 870 MMcf / сут газа с месторождения Альба , служа материнского растения для трех других упоминаются.

Во-вторых , завод ГПП Альба начал свою работу в 1997 году, в настоящее время производит 13 кб / д пропана , 7 кб / д бутана и 6 кб / д конденсата . Он принадлежит американских транснациональных корпораций Marathon Oil Company (40 на 100 ) , Noble Energy (40 пр. 100 ) и Гвинейский общество Sonagas ( 20 100 ) .

В-третьих, AMPCO (Атлантический Метанол производственная компания ) это растение с производственной мощностью метанола 1 млн. тонн (МТ) , что эквивалентно примерно 3 на 100 метанола , потребляемого в мире . Он принадлежит американских транснациональных корпораций Marathon Oil Company, Noble Energy и Sonagas Гвинеи общества .

Наконец, в-четвертых, Е.Г. СПГ является первым сжижения поезд компании в стране , способны поставлять около 4,5 млрд. куб (что эквивалентно примерно 3,4 млн. т в год), что эквивалентно примерно 10 100 ток потребления природного газа Испанский . Он принадлежит американских транснациональных корпораций Marathon Oil Company (60 на 100 ) , Гвинейский общество Sonagas ( 25 100 ) , а Mitsui (8,5 на 100 ) и Marubeni (6,5 на 100 ) японский язык.

С его строительства с 2007 Экваториальная Гвинея стала третьим по величине производителем СПГ в Атлантическом бассейне , после Тринидада и Тобаго и Нигерии , и была успешной в плане скорости строительства. British Gas Маркетинг ООО ( BGGM ) , дочерняя компания британской группы BG, имеет контракт на покупку долгосрочный марлю , который в 2009 году продал в основном в Азию (89 на 100 по объему) , выделяя Японию ( 40 100 ) и Корея ( 36 100 ) , а остальные в Чили , Португалии и Франции .

Вниз по течению

В этой области , страна импортирует 100 100 изысканные потребности нефтяных , потому что это действительно есть завод. В основном есть два поставщиков этих продуктов , а общий филиал местного нефтяного GEPetrol Наконец, компания несет ответственность питания GEOGAM СУГ для бытовых нужд .

Экваториальной Гвинеи правительство объявило в последние годы несколько проектов : новый газотурбинной электростанции в Малабо (в стадии строительства ) и предлагаемый строительство парогазовых производства растительного ( ПГУ ) на экспорт , строительство нефтеперерабатывающего завода с мощностью 20 кб / д , и строительство нефтехимической промышленности.

Есть несколько проектов использовать газ для производства электроэнергии.

Во-первых, строительство электростанции 120 МВт газовой турбиной в Пунта -Европа , недалеко Малабо наглядно удовлетворения потребностей энергопотребления на острове в течение следующих нескольких лет . Это расширяет существующий центр, который 28 МВт недостаточны для удовлетворения потребностей нынешнего спроса на электроэнергию .

Во-вторых, возможно строительство смешанном цикле 400 МВт мощности, экспорт призвание Камеруном и Нигерией , в непосредственной близости от Пунта -Европа или Банее ( Bioko ) .

Последний проект будет тесно связана с достижением региональных запасов газа и, следовательно, проект 3G описано выше, который является ключом к понятию взаимно зависимости между экспортирующей страны , продавая излишки неиспользованный газ и После покупки электрической энергии, произведенной из вышесказанного . В Экваториальной Гвинеи власти защитить прибыльность проекта ( с доходностью капитала близко к 22 100 ) и спроса ( избыточный спрос на рынке электроэнергии в регионе оценивается в десятки гигаватт ) , он должен обратиться к другие похожие проекты индустриализации поколение значение, основанное из газа и в Нигерии и Камеруна ( Криби область) .

Во-вторых, конструкция обеспечивается НПЗ к югу от материка , в Мбини город , с мощностью 20 000 баррелей / день для производства бензина , дизель, Jet A-1 мазут, смазочные материалы и асфальта , для того, чтобы наглядно покрытия внутренних потребностей и экспорта в соседние страны. Ориентировочная стоимость проекта составляет около 300 миллионов евро , в государственном бюджете на 2010 планирует многолетнюю бюджет проекта с , не исключают, ищет финансовых партнеров . На момент написания статьи ,американская инжиниринговая компания KBR работает предыдущем исследовании инжиниринг и на котором мы приступим к международного тендера .

Причина, по которой проект до конца полную зависимость , что страна вынуждена импортировать изысканный, и правда в том, что она является единственной страной в регионе , которая не имеет завод. В соответствии с НПЗ докладе Всемирного банка 2009 года, перерабатывающие мощности из Центральной и Западной Африки , как ожидается, увеличится с 200 000 до 400 000 баррелей / день , в зависимости от экономической ситуации , которые поддерживали бы экономическую жизнеспособность проекта.

Наконец, в-третьих, есть планы по созданию нефтехимической промышленности на острове Биоко . Тем не менее в фазе исследования , в том числе 28 000 тонн / год метанола как будет использоваться сырье и максимальной вместимостью 65 000 тонн / год рассчитывается . Эти приложения воспользоваться из многих различных производных метанола и метиламина или формальдегида . Экономическая логика проекта , к тому же способствует индустриализации страны , основана на легкий доступ к внутренним производством метанола и доступ к расширяющейся мировом рынке которого спрос по оценкам, увеличится с 14 млн. тонн в год сегодня , 19 млн. т в 2020 году.

Глава 5.Перспективы Нефтегазоносности Блоке

На блоке выделяют несколько потенциально перспективных нефтегазоносных комплексов. Имеющиеся геолого-геофизические данные свидетельствуют о возможном наличии газовых залежей в природных резервуарах миоцена и более позднее"1" возраста, приуроченных к
структурным и стратиграфическим ловушкам, по аналогии с объектами, подготовленными к поисковому бурению компанией Ophir в 2008 г. По опубликованным данным, запасы газа, приуроченные к стратиграфической ловушке среднемиоценового возраста на месторождении Fortuna, составляют более 2 трлн куб. фут газа 66,67 млрд куб. м). Месторождение Lykos приурочено к многопластовой ловушке преимущественно структурного типа, при этом в непосредственной близи выделяется еще несколько подобных, предположительно газовых, объектов, суммарный объем запасов которых может быть сопоставим с газовым месторождением
Fortuna. Также в пределах Блока J предполагают продуктивность и более глубоких целевых объектов среднемиоценового возраста, по аналогии с доказанными первичными целевыми горизонтами месторождения Alba.

Выявленные объекты отличаются хорошо выраженными аномалиями. Максимальная закартированная площадь одного из таких объектов (зеленым на рис. 3) составляет 100 кв. км, в переделах которого выделяется несколько отдельных структурных поднятий. Прогнозная ресурсная база данного объекта может составлять 100-200 млн барр. в случае заполнения нефтью и до 700 млрд куб. фут в случае заполнения газом.

Рис. 3 - Перспективные объекты, закартированные по результатам специальной

обработки и интерпретации ЗД сейсмических данных на Блоке J

Рис. 2 - Совмещенные контуры выявленных и подготовленных структур в интервале раннесенонских отложений (на вставке слева структурная карта месторождения Paloma)

В разрезе потенциально перспективных сенонских отложений было выявлено и закартировано несколько структурных и стратиграфических ловушек (в интервале верхнего мела). По особенностям геологического строения предполагаемые продуктивные комплексы, вероятно, схожи с доказанными комплексами открытых залежей в пределах Блока G (в 70 км на юг по простиранию данного структурного элемента), запасы которых превышают 500 млн барр. нефти. Напластованные песчаные тела сантон-туронского возраста выклиниваются с несогласным трансгрессивным залеганием на дорифтовой возвышенности, расположенной к востоку.
Проектная глубина вертикальной скважины для опоискования данного объекта бурением составляет ~ 5000 м (3760 м от морского дна или границы ила). Присутствие доказанной нефтематеринской толщи среднеальбского возраста подтверждается по характерным особенностям волнового поля, кроме того положительные амплитудные аномалии по данным
AVO-анализа снижают геологические риски подготовленной структуры. Перспективные ресурсы каждого отдельного п есчаного тела с оставляют 166 млн барр. нефти, что в совокупности для четырех таких тел в среднем дает 542 млн барр. нефти, при максимальной оценке ресурсной базы
в 1,3 млрд барр. нефти. Кроме того потенциально продуктивными могут оказаться и отложения, слагающие сводовое поднятие Amigo (по аналогии с La Ceiba) и заключенные в стратиграфические ловушки по восстанию пластов (Paloma) и по падению (Русловый комплекс (ChannelComplex) по аналогии c ( Ebano).

NobleEnergy сделала новое открытие на блоке "I" на шельфе Экваториальной Гвинеи . Ну "I -1" , при проведение определение перспективу месторождения , Бенита встречаются чрезвычайно высокого качества миоцена пластового контейнер, содержащий 135 футов ( 41,5 метра) чистой углеводородного оплаты . Заводские испытания из хорошо , полученных в результате скорости потока 1038 баррелей в день конденсата и 34,3 миллионов кубических футов в день природного газа , или примерно 6755 баррелей нефтяного эквивалента в день (на основе природного газа , чтобы коэффициент конвертации нефти от 6 до 1 ) , С темпов производства , ограниченных тестовых объектов . "Я -1" также , расположен в 2880 футов ( 886 метров) воды и примерно в 25 милях ( 40 километрах ) к востоку от острова Биоко , была пробурена на глубину 10460 футов Всего ( 3218 метров ) . Это примерно в 13 милях (21 километрах) к югу от открытия Belinda , расположенного в блоке "O" , дие было объявлено в конце 2005 года . С установкой охлаждения и переработки , выход конденсата может быть увеличена. Как и ожидалось , в разделе водохранилище в месте обнаружения Бенита значительно толще, чем на Белинды , который также миоцена в возрасте .

Дополнительная оценка работы будет необходимо проверить площади в одно открытия Бенита . Любая оценка работы будет следовать бурение дополнительной разведочной скважины на блоке «я» . Компания в настоящее время проводит геологоразведочная программа с несколькими хорошо разработана, чтобы проверить ряд перспектив в регионе. Сонга Сатурн буровое будет следующая вернуться в Блок "O" , где он будет сверлить Белинда оценочная скважина расположена примерно в 4,5 мили ( 7,25 километра) от « О- 1 " открытия хорошо . Текущие планы вернуться в Блок «я» в третьем квартале 2007 года до бурения второй разведочной скважины . NobleEnergy является техническим оператором блока "I" с 40 процентов долевого участия . Ее партнерами по блоку относятся AtlasPetroleumInternationalLimited ( 54 процентов долевого участия ), который является административным Оператор и OsborneResourcesLimited , компания, в рамках Группы Организации PAResources ( шесть процентов долевого участия ) . GEPetrol (национальная нефтяная компания Республики Экваториальная Гвинея ) имеет пять процентов осуществляется интерес одиннадцать меркантильности уже - была определена .

Чарльз Д. Дэвидсон, председатель NobleEnergy , президент и главный исполнительный директор , сказал: " дилер Бенита в первую лунку когда-либо пробуренной в блоке « я »и дополняет наше открытие Белинда в блоке " О " . Пока больше бурения необходимо , чтобы полностью понять наш ресурсный потенциал в этом районе, мы воодушевлены этим новым открытием и потенциальных коммерческих аспектов обоих блоков . теперь у нас есть две скважины, пробуренные с тремя открытиями , поскольку мы продолжаем с нашим программы бурения в Западной Африке . Наша следующая хорошо , оценка Белинда хорошо , начнется В этом месяце позже. "Министр шахт , промышленности и энергетики , Х. Е. Атанасио Эла NtuguNsa заявил, что " правительство Экваториальной Гвинеи рада , что образом, был другой открытие, сделанное в Экваториальной Гвинеи части Дуала бассейна . Правительство считает, что это новое открытие дальнейшее существенное углеводородов ПОДТВЕРЖДАЕТ потенциал Дуала бассейна и подчеркивает Какие позитивный инвестиционный климат в настоящее время существует в Республике Экваториальная Гвинея

Республика Экваториальная Гвинея

Министерство природных ресурсов, Энергетическая промышленность

Главное управление углеводородных ресурсов

____.Секция разведки запасов.____

Рис.1. Платформа компании CNOOC AFRICA LIMITED

Рис.2.Скважина S-3, расположенная в блоке” S”

Рис. 3. Географическое расположение скважины S-3

Таблица 1. Геологический возраст пород на разных глубинах скважины S-3.

Возраст пород	Глубина (м)
Четвертичный	925
Неоген	1.932,25
Палеоген	2.482,25
Maaхстрихт-кампанский	2.977,25
Сантонский	3.302,25
Коньякский	3.6476,78
Общая глубина	3.810

Рис. 4 Интерпретация сейсмических исследований cкважины S-3

Рис.5. Встреча представителей MMIE с лучшими специалистами компании Cnooc-Nexen Mike Bilbo и OIM de Atwood Oceanics

ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

Формирование НГБ на континентальных окраинах центральной части Западной Африки и Юго-Восточной Бразилии проходило по общему сценарию на фоне раскрытия южного сегмента Атлантического океана. В его геологической эволюции выделяются три основных этапа: рифтовый (ранний мел), раннеспрединговый (поздний мел) и
зрелоспрединговый (кайнозой-голоцен), в которые на пассивных континентальных окраинах накопились характерные осадочные комплексы. В составе каждого комплекса присутствуют качественные и высококачественные нефтегазоматеринские и коллекторские толщи,
претерпевшие катагенетические преобразования широкого диапазона.

В возникших шельфово-склоновых бассейнах установлено значительное сходство структурных стилей, литостратиграфии и возрастного диапазона этажа нефтегазоносности. Изучение биомаркерного состава нефтей показало их принадлежность к трем геохимическим
группам с биометками озерного, морского и дельтового происхождения. В четвертой группе отражено участие двух или трех смешанных материнских источников. Нефти этих групп идентифицированы в бассейнах и африканской, и бразильской окраин Атлантики.

Некоторые различия в строении бассейнов обусловлены местными особенностями проявления галокинеза и разновременностью проградаций. Оба процесса, особенно активизировавшиеся на заключительном этапе формирования бассейнов, определили их структурный стиль, значительно улучшив и продвинув в сторону океана благоприятные условия для нефтегазообразования и нефтегазонакопления Многие открытия крупных и
гигантских месторождений приурочены к глубоководью и связаны с континентальным склоном.

Выявленные закономерности образования крупных скоплений УВ в бассейнах Южной Атлантики могут быть использованы для других регионов, в частности для бассейнов Арктики. Согласно представлению В.Е. Хаина и Н.И. Филатовой (2007, 2009), под влиянием
Африкано-Арктического суперплюма в единой системе с Атлантикой происходило образование Северо-Ледовитого океана, который является самым северным окончанием этой системы. Наличие относительно крутого градиента континентального склона пассивных арктических окраин по аналогии с Атлантикой дает основание для высокой оценки его
перспектив, подтверждаемых развитием фэнов с хорошо выраженными на космических снимках каналами и каньонами. Последние, периодически возобновляющиеся у крутых ступеней склона, заполнены песчаными телами, которые могут служить нефтегазовыми резервуарами [Хаин, Полякова, 2006]. Особенно значительные перспективы предполагаются
на близко расположенном к берегу континентальном склоне Канадского бассейна, где распространены большие массы осадочного материала.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Литература

Забанбарк А., Конюхов А.И. Перспективы нефтегазоносности континентальных склонов
в Мировом океане: тектонический аспект// Геотектоника. - 2005. - №1. - С. 99-106.

Лисицын А.П. Осадочные процессы и минеральные ресурсы материковых склонов
Мирового океана // Актуальные проблемы океанологии. М.: Наука, 2003. - С. 82-152.

Панаев В.А. О перспективах нефтегазоносности глубоководных акваторий Мирового
океана // Бюл. МОИП. Отд. геол. - 2002. - Т. 77. - Вып. 6. - С. 34-48.

Хаин В.Е. Тектоника континентов и океанов (год 2000). М.: Науч. Мир, 2001. - 606 с.

Хаин В.Е., Филатова Н.И., Полякова И.Д. Тектоника, геодинамика и перспективы
нефтегазоносности Восточно-Арктических морей и их континентального обрамления. - М.:
Наука, 2009. - 227 с.

Хаин В.Е., Полякова И.Д. Крупные и гигантские углеводородные скопления в
переходной зоне континент-океан // Геотектоника. - 2008. - № 3. - С. 3-17.

Хаин В.Е., Филатова Н.И. Суперплюмовые эпизоды Восточно-Арктическо-Азиатского
региона и их корреляция с аналогичными событиями других регионов Земли // Докл. РАН. -
2007. - Т.415. -№ 4. - С. 518-523.

Хаин В.Е., Полякова И.Д. Глубоководная окраина Восточной Арктики - перспективный
объект для поисков нефти и газа // Докл. РАН. - 2006. - Т.410. - № 2. - С. 234-238.

[6]Хаин В.Е., Полякова И.Д. Нефтегазоносность глубоководных и ультраглубоководных
зон континентальных окраин // Литология и полезные ископаемые. - 2004. - № 6. - С. 610-
612.

A Ives Т.М., Cartwright J., Davies R.J. Faulting of salt-withdrawal basins during early
halokinesis: effect on Paleogene Rio Doce Canyon system (Esperito Santo basin, Brazil) //AAPG
Bull. 2009. V. 93. -№ 5. - P. 617-652.

Beasley C.J., Fiduk J.C., Bize E„ Boyd A., Fiydman M„ Zerilli A., Dribus J.R.,
Moreira J.L.P., Pinto A.C.C. Brazil's presalt play //Oilfield Review. - 2010. - V. 22. - № 3. - P. 28-
37.

Borsato R„ Jones W., Greenhalgh J., Martin M„ Roberson R., Fontes C„ Markwick P.,
Quallington A. South Atlantic conjugate margin: an exploration strategy // First break. - 2012. - V.
30. - P. 79-84.

Brownfield M.E., Charpenter R.R. Geology and total petroleum systems of the West-Central
Coastal Province (7203). West Afrika // U.S. Geological Survey Bull. - 2006. - 2207-B. 52.

Cameron, N.R., Bate, R.H., and Clure, V.S. The oil and gas habitats of the South Atlantic //
London: Geological Society. 1999. Special Publication 153. - 474 p.

Cobbold P.R., Chiossi D., Green P.F., Japsen P., Bonow J. Compressional reactivation,
Atlantic margin of Brazil: structural styles and consequences for hydrocarbon exploration // Search
and Discovery article # 30114. 2010. AAPG International Conference and Exhibition, Rio de
Janeiro, Brazil.

Cobbold P.R., Meisling K.E., Mount V.S. Reactivation of an obliquely rifted margin, Campos
and Santos basins, southeastern Brazil//AAPG Bull. - 2001. - V. 85. - № 11. - P. 1925-1944.

Devison /. Geology and tectonics of the South Atlantic Brazilian salt basins // London:
Geological Society. 2007. Special Publication. 272. - P. 345-359.

Kolla V., Bourges Ph., Urruty J.-M., Safa P. Evolution of deep-water Tertiary sinuous
channels offshore Angola (west Africa) and implications for reservoir architecture // AAPG Bull. -
2001. -Vol.85.- №8. -P. 1373-1405.

Lafond C., Jones IF., Bridson M„ Houllevigue #., and Kerdraon Y. Imaging Deepwater Salt
Bodies in West Africa // Leading Edge. - 2003. - V. 22. - № 9. - P. 893-896.

Meisling K.E., Cobbold P.R., Mount V.S. Sedimentation of an obliquely rifted margin,
Campos and Santos basins, southeastern Brazil // AAPG Bull. - 2001. - V. 85. - № 11. - P. 1903-
1924.

Mello MR., Telnaes N.. Gaglianone P.C., Chicarelli M.I., Brassell S.S., Maxwell J.R. Organic
geochemical characterization of depositional palaeoenvironments of source rocks and oils in
Brazilian marginal basins // Org. Geochem. - 1988. - V. 13. - № 1. - P. 31 -45.

Mello M.R., Katz B.J. Petroleum systems of South Atlantic margins // AAPG. 2000. Memoir
73.-451 p.

Modica C.J., Brush E.R. Postrift sequence stratigraphy, paleogeography, and fill history of the
deep-watter Santos Basin, offshore southeast Brazil // AAPG Bull. - 2004. - V.88. - № 7. - P. 923-
945.

Schiefelbein, C.F., Zumberge, J.E., Cameron, N.R., Brown, S.W. Geochemical comparison of
crude oil along the South Atlantic margin, in Mello, M.R., and Katz, B.J., eds. Petroleum systems
of South Atlantic margins // AAPG. 2000. Memoir 73. - P. 15-26.

Schoellkopf N.B. Patterson B.A. Petroleum systems of offshore Cabinda, Angola, in Mello,
M.R., and Katz, B.J. eds., Petroleum systems of South Atlantic margins // AAPG. 2000. Memoir
73. - P. 361-376.

Tissot, В., Demaison G., Masson P., Delteil J.R. Combaz, A. Paleoenvironment and petroleum
potential of middle Cretaceous black shales in Atlantic basins // AAPG. 1980. Bull. - V. 64. - № 12.
-P. 2051-2063.

Wilson M. Magmatism and continental rifting during the opening of the South Atlantic Ocean:
A consequence of Lower Cretaceous super-plume activity? // London: Geological Society. 1992.
Special Publication. 68. - P. 241-255.

Zumberge J.E., Russell J.A., Reid S.A. Charging of Elk Hills reservoirs as determined by oil
geochemistry// AAPG. 2005. Bull. - V. 89. - № 10. - P. 1347-1371.

Polyakova I.D.

Geological Institute of the Russian Academy of Sciences, Moscow, Russia, borukaeva@yandex.ru

PETROLEUM BASINS OF THE SOUTH ATLANTIC:

DEVELOPMENT STAGES, STRUCTURE AND HYDROCARBON POTENTIAL

Sedimentary basins of the continental margins of the centra! part of West Africa and
Southeast Brazil formed by the common scenario on the background of the disclosure of the
southern segment of the Atlantic Ocean. The similarity of basins represented in structural styles,
composition of lithologic and stratigraphic filling, high quality of petroleum source strata,
biomarker composition of oils, similar stratigraphic range of petroleum potential horizon and
hydrocarbon resources. The differences related to local features of halo-kinesis, different time of
progradations and erosions, especially active during final stage of basins development. At the same
time many Mesozoic structures and faults reactivated, the number of anticlinal traps increased, the
conditions of oil and gas formation and accumulation, which also covered the continental slope,
improved significantly.

Keywords: structural style, petroleum potential horizon, petroleum source strata, biomarker
composition of oils, halo-kinesis, progradation. South Atlantic.

References

Alves T.M., Cartwright J., Davies R.J. Faulting of salt-withdrawal basins during early
halokinesis: effect on Paleogene Rio Doce Canyon system (Esperito Santo basin, Brazil). AAPG
Bull., 2009, vol. 93, no. 5, p. 617-652.

Beasley C.J., Fiduk J.C., Bize E., Boyd A., Frydman M., Zerilli A., Dribus J.R.,
Moreira J.L.P., Pinto A.C.C. Brazil's presalt play. Oilfield Review, 2010, vol. 22, no. 3, p. 28-37.

Borsato R„ Jones W., Greenhalgh J., Martin M., Roberson R., Fontes C., Markwick P.,
Quallington A. South Atlantic conjugate margin: an exploration strategy. First break, 2012, vol. 30,
p. 79-84.

Brownfield M.E., Charpenter R.R. Geology and total petroleum systems of the West-Central
Coastal Province (7203). West Afrika. U.S. Geological Survey Bull., 2006, 2207-B, 52.

Cameron, N.R., Bate, R.H., and Clure, V.S. The oil and gas habitats of the South Atlantic.
London: Geological Society, 1999. Special Publication 153,474 p.

Cobbold P.R., Chiossi D., Green P.F., Japsen P., Bonow J. Compressional reactivation,
Atlantic margin of Brazil: structural styles and consequences for hydrocarbon exploration. Search
and Discovery article # 30114, 2010. AAPG International Conference and Exhibition, Rio de
Janeiro, Brazil.

Cobbold P.R., Meisling K.E., Mount V.S. Reactivation of an obliquely rifted margin, Campos
and Santos basins, southeastern Brazil. AAPG Bull., 2001, vol. 85, no. 11, p. 1925-1944.

Devison I. Geology and tectonics of the South Atlantic Brazilian salt basins. London:
Geological Society, 2007. Special Publication. 272, p. 345-359.

Khain V.E. Tektonika kontinentov i okeanov (god 2000) [Tectonics of continents and oceans
(year 2000)]. Moscow: Nauch. Mir, 2001, 606 p.

Khain V.E., Filatova N.I. Superplyumovye epizody Vostochno-Arktichesko-Aziatskogo
regiona i ikh korrelyatsiya s analogichnymi sobytivami drugikh regionov Zemli [Super-plume
episodes of East Arctic Asian region and their correlation with similar events in other regions of the
Earth], Dokl. RAN, 2007, vol. 415, no. 4, p. 518-523.

Khain V.E., Filatova N.I., Polyakova I.D. Tektonika, geodinamika i perspektivy
neftegazonosnosti Vostochno-Arkticheskikh morey i ikh kontinental'nogo obramlenii [Tectonics,
geodynamics and petroleum prospects of Eastern Arctic seas and continental setting], Moscow:
Nauka, 2009, 227 p.

Khain V.E., Polyakova I.D. Glubokovodnaya okraina Vostochnoy Arktiki - perspektivnyy
ob"ekt dlya poiskov nefti i gaza [Deepwater outskirts in the Eastern Arctic - a promising object for
oil and gas exploration], Dokl. RAN, 2006, vol. 410, no. 2, p. 234-238.

Khain V.E., Polyakova I.D. Krupnye i gigantskie uglevodorodnye skopleniya vperekhodnoy
zone kontinent-okean [Large and giant hydrocarbon accumulations in the transition zone of
continent- ocean], Geotektonika, 2008, no. 3, p. 3-17.

Khain V.E., Polyakova I.D. Neftegazonosnost' glubokovodnykh i ul'traglubokovodnykh zon
kontinental'nykh okrain [Petroleum potential of deepwater and ultra-deepwater continental margins
zones], Litologiya i poleznye iskopaemye, 2004, no. 6, p. 610-612.

Kolla V., Bourges Ph., Urruty J.-M., Safa P. Evolution of deep-water Tertiary sinuous
channels offshore Angola (west Africa) and implications for reservoir architecture. AAPG Bull.,
2001, vol. 85, no. 8, p. 1373-1405.

Lafond C., Jones I.F., Bridson M., Houllevigue H., and Kerdraon Y. Imaging Deepwater Salt
Bodies in West Africa. Leading Edge, 2003, vol. 22, no. 9, p. 893-896.

Lisitsyn A.P. Osadochnye protsessy i mineral'nye resursy materikovykh sklonov Mirovogo
okeana [Sedimentary processes and mineral resources of the continental slopes of the oceans],
Aktual'nye problemy okeanologii. Moscow: Nauka, 2003, p. 82-152.

Meisling K.E., Cobbold P.R., Mount V.S. Sedimentation of an obliquely rifted margin,
Campos and Santos basins, southeastern Brazil. AAPG Bull., 2001, vol. 85, no. 11, p. 1903-1924.

Mello M.R., Katz B.J. Petroleum systems of South Atlantic margins. AAPG, 2000. Memoir
73,451 p.

Mello M.R., Telnaes N„ Gaglianone P.C., Chicarelli M.I., Brassell S.S., Maxwell J.R.
Organic geochemical characterization of depositional palaeoenvironments of source rocks and oils
in Brazilian marginal basins. Org. Geochem., 1988, vol. 13, no. 1, p. 31-45.

Modica C.J., Brush E.R. Postrift sequence stratigraphy, paleogeography, and fill history of the
deep-watter Santos Basin, offshore southeast Brazil. AAPG Bull., 2004, vol. 88, no. 7, p. 923-945.

Panaev V.A. О perspektivakh neftegazonosnosti glubokovodnykh akvatoriy Mirovogo okeana
[On the oil and gas prospects of deepwater offshores of oceans], Byul. MOIP. Otd. geol., 2002, vol.
77, no. 6, p. 34-48.

Schoellkopf N.B. Patterson B.A. Petroleum systems of offshore Cabinda, Angola, in Mello,
M.R., and Katz, B.J. eds., Petroleum systems of South Atlantic margins. AAPG, 2000. Memoir 73,
p. 361-376.

Tissot, В., Demaison G., Masson P., Delteil J.R. Combaz, A. Paleoenvironment and
petroleum potential of middle Cretaceous black shales in Atlantic basins. AAPG, 1980. Bull., vol.
64, no. 12, p. 2051-2063.

Wilson M. Magmatism and continental rifting during the opening of the South Atlantic
Ocean: A consequence of Lower Cretaceous super-plume activity? London: Geological Society,
1992. Special Publication. 68, p. 241-255.

Zabanbark A., Konyukhov A.I. Perspektivy neftegazonosnosti kontinental'nykh sklonov v
Mirovom okeane: tektonicheskiy aspekt [Petroleum potential of the continental slopes in the oceans:
the tectonic aspect], Geotektonika, 2005, no. 1, p. 99-106.

Zumberge J.E., Russell J.A., Reid S.A. Charging of Elk Hills reservoirs as determined by oil
geochemistry. AAPG, 2005. Bull., vol. 89, no. 10, p. 1347-1371.

Анализ геологического строения и нефтегазоносности Экваториальной Гвинеи