(1. Instituto de Investigación para la Exploración y el Desarrollo del Petróleo de China, Beijing 100083; 2. Estación Móvil Postdoctoral de la Universidad de Geociencias de China (Beijing), Beijing 100083)
La cuenca costera de África occidental es un típico valle del rift y la cuenca superpuesta del margen continental pasivo, la cuenca ha experimentado cuatro etapas evolutivas: etapa previa al rift, etapa sin-rift, etapa de transición y etapa de margen continental pasivo. Se desarrollan dos conjuntos de rocas generadoras principales de alta calidad: lutitas lacustres y lutitas saladas de Shanghai. El petróleo y el gas se concentran principalmente en deltas anticlinales volcados y depósitos clásticos en abanico submarinos y trampas estructurales relacionadas con la sal que se desarrollaron ampliamente en el Paleógeno. Las estructuras relacionadas con rocas saladas, las estructuras anticlinales volcadas y las estructuras de rift subsal son las principales direcciones y áreas de exploración en África occidental. Las áreas con bajos niveles de exploración en las secciones norte y sur de África occidental tienen cierto potencial de exploración.
Palabras clave potencial de exploración; principales factores que controlan la formación de yacimientos; cuenca de África occidental
Limitaciones de formación de yacimientos y potencial de exploración de petróleo y gas en las cuencas costeras de África occidental
Dong 1 , 2, Xue 1, Ping 1, Qing 1
(1. Instituto de Investigación de Exploración y Desarrollo de Sinopec, Beijing 100083; 2. Universidad de Geociencias de China, Beijing 100083)
Occidente La cuenca costera africana es una típica cuenca de valles fracturados y de margen pasivo que ha experimentado cuatro etapas de evolución tectónica: pre-rift, syn-rift, transición y margen pasivo. El esquisto lacustre presalino y el esquisto marino somero postsalino son las principales rocas generadoras en la cuenca de la costa oeste. El petróleo y el gas se acumulan principalmente en rocas clásticas deltaicas y subfan en los anticlinales terciarios y en las trampas estructurales de sal. Estas trampas y zonas de rift subsal son áreas de exploración en África occidental. Las cuencas de baja exploración en la costa del norte y suroeste de África tienen cierto potencial de petróleo y gas.
Palabras clave Evolución de la cuenca de África Occidental, formación de yacimientos y potencial de petróleo y gas
La margen atlántica africana tiene más de 10.000 kilómetros de longitud, con más de 60 cuencas, con una superficie total de 763,8×104km2. Es rico en recursos de petróleo y gas, con reservas probadas de petróleo recuperables de 105.653 MMbbl, que representan el 42,5% de las reservas totales de África, y reservas de gas natural de 265,5 TCF, que representan el 30% de las reservas totales de África [65.433 países de África occidental tienen. Buenas relaciones diplomáticas con China. En la actualidad, las tres principales compañías petroleras de China tienen bloques de exploración y desarrollo en África occidental, concentrados actualmente en el delta del Níger, la costa de Gabón y la cuenca del Bajo Congo en la parte centro-norte de la sección sur. La profundización de la investigación sobre los principales factores que controlan la formación de yacimientos y el potencial de exploración en la cuenca de África Occidental ayudará a ampliar aún más los campos de exploración y desarrollo en África Occidental y a obtener más oportunidades de inversión.
1 Contexto geológico regional
Las cuencas costeras de África occidental son similares en estructura y evolución. Todas son cuencas superpuestas de rift y margen continental pasivo, y han experimentado el proceso de evolución de etapa previa al rift, etapa sin-rift, etapa de transición y etapa de margen continental pasivo. Debido a las diferencias en la secuencia temporal y el fondo tectónico de la división de los océanos Atlántico Norte y Sur, los grupos de cuencas en las fases norte y sur de África Occidental son bastante diferentes en escala de cuenca y características de relleno sedimentario, lo que determina fundamentalmente la disparidad. enriquecimiento de petróleo y gas en las cuencas de África occidental.
1.1 Etapa previa al rift
Los sedimentos residuales de la etapa previa al rift se distribuyen principalmente en el norte de África Occidental. El noroeste de África experimentó el movimiento extensional preherciniano en la etapa previa al rift, y más tarde experimentó la compresión, transformación y destrucción de la orogenia caledonia y herciniana. Los sedimentos anteriores al rift incluyen el Precámbrico-Devónico. Según la interpretación de los datos sísmicos, el Pre-Mesozoico[2] se desarrolló en las profundidades del mar de la cuenca de Senegal, en la que el Cámbrico tiene unos 1200 m de espesor, la arenisca del Ordovícico tiene unos 1400 m de espesor y el Silúrico contiene 400 m de Roca madre de esquisto de alta calidad distribuida en el norte de África. Alrededor de 400 m de formación de lutitas arenosas en el sistema Devónico.
1.2 Etapa Synrift
El desarrollo de la etapa Synrift en la cuenca costera de África Occidental está controlado principalmente por la formación y evolución del Océano Atlántico Mesozoico y Cenozoico. Desde finales del Pérmico hasta el Cretácico Inferior, Pangea se vio afectada por eventos geotérmicos, formando múltiples valles de rift en África. Entre ellos, debido a tres eventos térmicos, se formaron dos valles de rift en el actual Océano Atlántico, que eventualmente evolucionaron hasta convertirse en el Océano Atlántico. El primer evento térmico fue la erupción de la pluma del manto de Camp en la Provincia Magmática del Atlántico Medio hace 2100 Ma, que en ese momento formaba parte del sistema de rift de Newark. Sobre esta base, el grupo de cuencas de rift en el norte de África Occidental comenzó a formarse. depositado en la etapa de rift [3]. El segundo evento térmico fue la explosión de la pluma del manto Karoo.
La erupción de la pluma del manto de Karroo frente a la costa sureste de la actual África hace 183 millones de años provocó la desintegración de Gondwana. Entre 180 y 133 millones de años, se desarrollaron extensas fisuras, incluida la del Atlántico Sur, en el continente africano y sus márgenes continentales. El tercer evento térmico fue la erupción de la columna de Tristán en el sur del Océano Atlántico Sur (Figura 1). La erupción de la pluma del manto de Tristán hace 131 millones de años provocó que la placa sudamericana se separara de la placa africano-árabe. El Atlántico Sur comenzó a expandirse desde el punto donde estalló la pluma del manto de Tristán. La placa sudamericana se alejó rápidamente de la placa. La placa africana-árabe, mientras que la placa africana estaba en 7° N, 11° E gira 45° en sentido contrario a las agujas del reloj alrededor de la pluma del manto poco profunda, y comienza a formarse una cuenca de rift a lo largo de la costa de África occidental.
Controladas por la formación y desarrollo del Océano Atlántico, el tamaño y las características de relleno sedimentario de las cuencas del rift en el norte y sur de África Occidental varían mucho. La sección norte del período syn-rift tiene un bajo grado de exploración. Según datos del USGS, se especula que un cierto espesor de rocas clásticas continentales del Triásico se depositó durante el período del rift en el noroeste de África. El espesor era relativamente grande en el mar y se hizo más delgado hacia la tierra [2], y facies lacustres ricas en materia orgánica. la materia puede haberse desarrollado en él. La formación de la mayoría de las cuencas de rift en el sur de África occidental comenzó principalmente en el Cretácico. Son una serie de fallas y barreras con tendencia NW restringidas por fallas de basamento con tendencia NNW y NEE, dispuestas alternativamente de este a oeste [5]; por fallas transformadoras de tendencia NEE, fallas Las depresiones se escalonan de norte a sur y se elevan lateralmente, formando cuencas secundarias. Durante la misma fase de rifting, se depositó un conjunto de estratos no marinos en el sur de África occidental. La litología del fondo es conglomerado, feldespato, arenisca estacional y lutita, que gradualmente pasa hacia arriba a secciones intercaladas de piedra caliza, arenisca y lutita. En el período posterior, debido a la fuerte extensión del fondo de Newcomb, se desarrollaron depósitos de lutitas lacustres profundos, formando el conjunto más importante de rocas generadoras bajo la sal en la cuenca costera de África occidental.
Figura 1 La erupción del penacho del manto de Pangea mesozoico y el desarrollo y evolución de la cuenca costera del Atlántico.
(Modificado basado en la referencia [4])
1.3 Etapa de transición
La ruptura de las cuencas costeras en el norte y sur de África Occidental se produjo a finales de el Triásico y finalizó a principios del Cretácico Superior. Posteriormente, la sección sur comenzó a elevarse, invertirse y sufrir denudación, formando una discordancia regional entre la secuencia de rift y la secuencia de transición. Luego se depositó un conjunto de formaciones de conglomerados marinos en el suelo de la cuenca del rift aplanada y no llena de elementos marinos. En esta capa de conglomerado de transición, comenzó una extensa deposición de evaporita a lo largo de la costa de África occidental. La etapa de transición del grupo de cuencas del rift en la sección norte es completamente diferente a la de la sección sur, es decir, no hay levantamiento ni erosión regional después de la etapa de sin-rift, y no hay discordancia regional obvia entre las rocas salinas y sedimentos sin-rift. Las rocas saladas son un conjunto de secuencias ampliamente desarrolladas en la etapa de transición de África Occidental. No es sólo una capa de roca de alta calidad para el conjunto de acumulación presal, sino también un factor importante en el desarrollo estructural del conjunto suprasal, que es de gran importancia para la acumulación y el enriquecimiento de petróleo y gas en África Occidental. . La distribución de la secuencia de sal de África occidental en las cuencas norte y sur es bastante diferente: ① La parte norte se depositó en el Triásico Superior y la parte sur se depositó en la etapa Aptiana al final del Cretácico Inferior ② La parte sur; La sección tiene un amplio rango de deposición, y la etapa Aptiana se depositó en el volcán. Está dentro de un área de aproximadamente 100 × 104 km2 entre Vis Ridge y Camerún [4], mientras que hay una pequeña cuenca de sal en la sección norte, y diferentes depresiones están aisladas entre sí; (3) El espesor de la secuencia de sal en la sección sur es delgado, generalmente de decenas a varios cientos de metros, mientras que la sección norte es generalmente más gruesa, con un espesor máximo de varios miles de metros.
1.4 Etapa de margen continental pasivo
Las cuencas del norte y sur de África occidental tienen antecedentes estructurales similares en la etapa continental pasiva, dominadas por depósitos de depresión amplios y suaves, pero sus tiempos de desarrollo son diferentes. . El segmento norte estuvo en una etapa continental pasiva en el Jurásico, mientras que el segmento sur comenzó a recibir sedimentación marina en el Cretácico Superior y comenzó a evolucionar sincrónicamente con el segmento norte. La estructura de la fase de margen continental pasivo es relativamente estable. Debido a la rápida deposición del grueso Cretácico Superior y Paleógeno, se desarrollaron ampliamente en la cuenca anticlinales de vuelco y estructuras relacionadas con rocas saladas relacionadas con fallas contemporáneas [6]. La sedimentación de la cuenca continental pasiva de África occidental está controlada principalmente por los cambios relativos en el nivel global del mar, el contexto estructural del período del rift y el suministro de fuentes materiales. La secuencia sedimentaria del margen continental pasivo suprasal se puede dividir en secuencias de rocas carbonatadas y clásticas de abajo hacia arriba. La secuencia de carbonatos en el norte de África occidental está muy desarrollada, con un espesor sedimentario de varios kilómetros, lo que se relaciona principalmente con el aumento relativo del nivel del mar en el Jurásico. La secuencia de carbonatos en el sur no está desarrollada y el espesor es relativamente pequeño. La secuencia clástica sobre las rocas carbonatadas está dominada por depósitos de fase de transición a gran escala, como deltas y abanicos submarinos, y ha acumulado la mayor parte del petróleo en África occidental.
El principal factor de control en el desarrollo de sistemas sedimentarios de abanicos submarinos y deltas a gran escala en la costa de África occidental es el sistema de rift formado por los eventos térmicos del Cretácico en África occidental. Estos valles del rift se convirtieron en algunos grandes ríos en el Paleógeno y el Neógeno. Los desechos terribles ingresaron a la cuenca a lo largo de estos ríos para formar enormes sedimentos de transición, como el delta del Níger relacionado con el río Níger, el Congo Fan relacionado con el río Congo y el río Congo. Orunzhi El río está relacionado con la cuenca fluvial europea.
2 Principales factores que controlan la formación de yacimientos
2.1 Existen múltiples conjuntos de rocas generadoras con alto potencial de generación de hidrocarburos.
Las cuencas costeras de África Occidental desarrollan múltiples conjuntos de rocas generadoras como las del Silúrico, Jurásico, Cretácico y Paleógeno. Entre ellas, las rocas generadoras del Cretácico y Paleógeno son las principales rocas generadoras en África Occidental (Figura 2). ).
Mapa de distribución y combinación de rocas generadoras, yacimientos y rocas de cobertura en las principales cuencas de la costa de África occidental.
Las rocas generadoras del Cretácico se desarrollan en las cuencas costeras de África Occidental y son las rocas generadoras más ampliamente distribuidas en África Occidental. Las rocas generadoras del Cretácico son principalmente lutitas marinas abiertas en las secciones norte de la cuenca de Aaiun Tarfaya y la cuenca de Senegal, y principalmente lutitas oscuras lacustres en la sección sur. En el sur de África occidental, las rocas generadoras del Cretácico suelen ser muy abundantes. El carbono orgánico del esquisto oscuro lacustre de la cuenca del Bajo Congo, la Formación Bucomazi del Neocomiano, la Formación Melania de la Cuenca de Gabón y la Formación Abing de la Cuenca de Kwanza puede alcanzar 30, 20 y 6,3 respectivamente, y los tipos de materia orgánica Son el tipo II es el tipo principal y ahora se encuentra en la etapa de generación de petróleo [7].
Las rocas generadoras paleógenas están ampliamente distribuidas en la cuenca del delta del Níger, la cuenca del Bajo Congo y la cuenca de Kwanza en el Golfo de Guinea, y son otro conjunto importante de rocas generadoras en África occidental. En comparación con las rocas generadoras del Cretácico, las rocas generadoras del Paleógeno son inferiores en abundancia y tipo de materia orgánica. Por ejemplo, la fase prodelta y el esquisto marino abierto de la Formación Akata en la cuenca del Delta del Níger tiene un TOC de 0,5 a 4,4, con un valor promedio de 1,7, y es materia orgánica de tipo II-III. La enorme escala sedimentaria del Paleógeno compensó la falta de rocas madre, formando el mayor yacimiento de petróleo de África occidental.
Las rocas generadoras del Silúrico se desarrollan principalmente en la Cuenca de Aaiun Tarfaya y la Cuenca de Senegal en el norte de África Occidental. Este conjunto de rocas generadoras pertenece al período previo al rift. Según los datos de los afloramientos, la roca madre de esquisto negro del Silúrico tiene unos 40 m de espesor, un contenido de carbono orgánico de 1 a 5,5, es principalmente querógeno amorfo y un valor de Ro entre 0,9 y 1,3. Las rocas generadoras del Silúrico en la cuenca costera del norte de África occidental son similares en origen, medio ambiente, calidad y abundancia a las de las cuencas de Gudamis y Tanezzuft en el norte de África.
Las rocas generadoras del Jurásico se distribuyen principalmente en la cuenca de Aaiun Tarfaya y son depósitos de esquisto de mar abierto en el margen continental pasivo de los valles posteriores al rift. El contenido de carbono orgánico es de 1,47 ~ 2,49 y el tipo de materia orgánica es el tipo II. El Campeniano Cretácico ha madurado y actualmente se encuentra en la etapa de furia.
2.2 Enriquecimiento de petróleo y gas en las combinaciones yacimiento-sello Mesozoico y Cenozoico
Hay más de 40 capas productoras de petróleo y gas en el Jurásico-Neógeno Mesozoico en África Occidental, que se dividido en subsal, intersal y suprasal. Hay tres conjuntos de combinaciones reservorio-roca caperuza, con roca salada y sus correspondientes estratos como interfaces. El petróleo y el gas se concentran principalmente en yacimientos de rocas clásticas del Cretácico y Paleógeno (Tabla 1). La arenisca del Cretácico Inferior es el principal reservorio en el conjunto reservorio-roca de presal y pertenece a la construcción sedimentaria fluvial y lacustre continental del período del rift. Está ampliamente desarrollado en la cuenca del Bajo Congo, la cuenca de Gabón, la cuenca de Kwanza, la cuenca de Namibia y la cuenca costera del suroeste de África en el sur de África occidental. El yacimiento tiene buenas propiedades físicas, con una porosidad de 10 a 30 y una permeabilidad de (100). a 5000)×. Los yacimientos del Cretácico Inferior y las rocas salinas regionales suprayacentes constituyen una buena combinación yacimiento-roca cubierta. El conjunto superior de reservorio de sal y roca caprica en el sur de África occidental está dominado por el Cretácico-Neógeno, siendo los cuerpos de arena delta y de abanico submarino en la etapa del margen continental pasivo de la cuenca central del delta del Níger, la cuenca del Congo y la cuenca de Kwanza los más desarrollados. Los yacimientos del Paleógeno en estas cuencas son de gran escala y tienen buenas propiedades físicas. Por ejemplo, la Formación Paleógena Agbada en el Delta del Níger tiene 3.500 metros de espesor, una porosidad de 15 a 40 y una permeabilidad de (100 a 5000) × 10-3 μm 2. Es la principal zona productora de petróleo en Occidente. África.
El conjunto suprasal en el norte de África occidental está compuesto principalmente por reservorios de carbonato. Los reservorios son de pequeña escala y se distribuyen principalmente en la cuenca de Aaiun Tarfaya y la cuenca de Senegal en el norte de África occidental. Actualmente, se componen de reservorios de carbonato. Las reservas descubiertas son muy limitadas [9].
Tabla 1 Distribución de petróleo y gas recuperables comprobados en África occidental
La distribución de conjuntos de yacimientos intersalinos y rocas caprock es limitada y solo se distribuye en la cuenca del Bajo Congo y la cuenca de Kwanza en el centro oeste. África (Tabla 1).
2.3 Trampas coincidentes y generación de hidrocarburos
África occidental está dominada por trampas estructurales. Las características de la trampa varían mucho en las diferentes etapas. La capa estructural subsal está controlada principalmente por la estructura extensional durante el período de rift y está dominada por fallas normales, que forman bloques de fallas inclinadas y trampas estructurales plegadas. Debido a la denudación, el área de elevación del sistema de rift forma un área de desarrollo de roca carbonatada, que se convierte en la estructura suprayacente de los estratos suprayacentes. La escala de las trampas en la etapa de rift es generalmente pequeña y aún no se han descubierto reservas a gran escala.
Las estructuras relacionadas con rocas salinas y las estructuras anticlinales volcadas son las dos trampas más desarrolladas en la secuencia pasiva de sal continental en África Occidental. Las estructuras relacionadas con la sal están controladas principalmente por el movimiento de la sal. Durante el proceso de perforación del domo de sal, las rocas circundantes se deformaron fuertemente, los estratos alrededor del núcleo de sal se volcaron hacia arriba y los estratos en la parte superior del núcleo de sal se elevaron para formar un anticlinal, acompañado por un complejo sistema de falla graben. Hay muchos tipos de trampas relacionadas con rocas saladas, incluidas estructuras anticlinales compuestas en domos de sal, trampas anticlinales para tortugas, anticlinales de fallas en domos de sal, trampas de falla graben compuestas en domos de sal y cuerpos de arena en los lados de las paredes de sal. trampas estratigráficas, trampas de bloqueo de fallas y trampas compuestas litológicas por pellizco (Fig. 3). La estructura de sal se mueve de este a oeste. La roca de sal se deforma ligeramente en el afloramiento del sótano adyacente a la tierra. La estructura se extiende hasta el mar y luego se convierte en una estructura de transición hacia el oeste (relacionada con el movimiento vertical de la sal). Finalmente, en el límite occidental de la cuenca se desarrollan estructuras complejas relacionadas con la deformación por extrusión de sal.
Figura 3 Estructuras relacionadas con rocas saladas en la cuenca del Bajo Congo
Modelo de formación de yacimientos anticlinales invertidos en el delta del Níger.
La trampa anticlinal de vuelco es otro tipo de trampa importante en sal, desarrollada principalmente en el Paleógeno de la cuenca del Delta del Níger. La formación del anticlinal de vuelco está relacionada con el flujo plástico de la arcilla arcillosa de la Formación Akata depositada en la fase prodelta. Es una estructura de tracción inversa formada por la falla de crecimiento que dobla el lecho de roca que cae bajo la acción de la gravedad o la compactación diferencial. Generalmente, la amplitud estructural no es grande y el área de trampa es pequeña, en su mayoría menos de 10 km2, distribuida en el sur de fallas singenéticas, como anticlinales de vuelco simples sin dislocación, anticlinales de vuelco formados por fallas múltiples y fallas singenéticas mayores. Este último está ampliamente distribuido en la cuenca del delta del Níger, con aproximadamente 70 yacimientos petrolíferos (Figura 4).
Las trampas litológicas son el tipo de trampas con relativamente pocas reservas descubiertas actualmente y se dividen principalmente en tipos de arenisca y arrecifes de carbonato. El primero se desarrolla principalmente en deltas pasivos del margen continental y abanicos submarinos en el sur de África occidental, y el segundo se desarrolla principalmente en rocas carbonatadas mesozoicas y cenozoicas en el norte de África occidental.
La formación de trampas en áreas de petróleo y gas de África occidental tiene una buena relación con el período de generación de hidrocarburos. Las trampas de África occidental comenzaron a formarse principalmente a finales del Cretácico y se formaron durante el Paleógeno-Neógeno. La mayoría de las rocas generadoras y trampas de la cuenca entran en la etapa de generación de petróleo al mismo tiempo y luego continúan hundiéndose y enterradas. El período de generación de petróleo y el período de carga de petróleo y gas son largos e ininterrumpidos. Debido a la estabilidad estructural de África occidental en la etapa de margen continental pasivo, el petróleo y el gas entraron en anticlinales volcados y estructuras relacionadas con rocas saladas a través de fallas y sistemas de transporte de arena sin modificaciones ni ajustes, formando muchos grandes yacimientos petrolíferos primarios.
3 Análisis del potencial de exploración
Las cuencas costeras de África occidental tienen características geológicas de petróleo y gas similares, condiciones superiores de formación de yacimientos y distribución zonal de petróleo y gas. El nivel general de exploración es. bajos y las perspectivas de exploración son enormes. Actualmente, las tres principales compañías petroleras de China han adquirido múltiples bloques de exploración y desarrollo en África occidental.
3.1 El potencial de exploración de las cuencas con mayores niveles de exploración en la región del Golfo de Guinea
El área del Golfo de Guinea en el centro de África Occidental tiene condiciones geológicas petroleras superiores, aunque el nivel de exploración es. relativamente alto, todavía tiene un alto potencial de exploración.
La cuenca del Delta del Níger es la cuenca más rica de África Occidental. Hasta la fecha, se han descubierto 97.849 millones de barriles de petróleo equivalente de petróleo y gas recuperables comprobados. La cuenca tiene excelentes condiciones de fuente de petróleo y un buen rendimiento del yacimiento. La combinación yacimiento Paleógeno-Neógeno Mesozoico-caprock está bien desarrollada y bien adaptada.
El cuerpo principal de la cuenca del delta del Níger tiene un alto grado de exploración, pero el relativamente nuevo cinturón sedimentario de aguas profundas tiene un bajo grado de exploración. Sus condiciones geológicas petroleras son similares a las de las áreas adyacentes, lo que la convierte en la primera opción para seguir explorando. exploración.
La cuenca del Bajo Congo es una de las zonas más ricas en petróleo y gas de África occidental, con recursos comprobados superados sólo por la cuenca del delta del Níger. Hay 232 descubrimientos de petróleo y gas en la cuenca (198 en alta mar y 34 en tierra), con un total probado de petróleo y gas equivalente de 12.103 millones de barriles (165.438 en alta mar y 974 millones de barriles en tierra). La cuenca tiene buenas condiciones de formación de reservorios tanto en áreas subsal como suprasal, pero actualmente los principales descubrimientos se concentran en secuencias de margen continental pasivo suprasal. Debido al enterramiento profundo, la exploración subsal es relativamente baja y tiene. gran potencial de exploración.
La Cuenca de Gabón se divide en Subcuenca de Gabón Norte y Subcuenca de Gabón Sur. En la actualidad, los descubrimientos de petróleo y gas se concentran principalmente en la subcuenca del norte de Gabón, con un grado de exploración relativamente alto. La mayoría de ellos están en manos de compañías petroleras occidentales y existen pocas oportunidades de exploración y desarrollo. La parte costa afuera de la subcuenca de Nanjiapeng y la parte costa afuera de la subcuenca del norte de Gabón tienen niveles de exploración relativamente bajos debido a años de guerra. Sin embargo, tienen las condiciones básicas para la acumulación de petróleo y gas y tienen cierto potencial de exploración, y son objetivos clave para una mayor evaluación y seguimiento del distrito.
3.2 Potencial de exploración de cuencas con bajo descubrimiento de petróleo y gas en el norte y sur de África Occidental
3.2.1 Potencial de exploración de cuencas con bajo descubrimiento de petróleo y gas en el norte sección
Hay dos cuencas en el norte de África occidental, a saber, la cuenca de Layoune-Tarfaya y la cuenca de Senegal, con áreas de cuenca de 33,28 × 104 km2 y 104 × 104 km2 respectivamente. El nivel general de exploración en ambas cuencas es muy bajo. Hasta junio de 2006, se han perforado 79 pozos en la cuenca, incluidos 2 pozos de petróleo, 3 pozos de visualización de petróleo y gas, y el resto son pozos secos, con una baja tasa de éxito de exploración. Sólo se han llevado a cabo actividades de exploración limitadas en la mayoría de las áreas de la cuenca del Senegal, con una densidad de perforación de aproximadamente un pozo salvaje por cada 10.000 km2 de área nueva.
Hay muchos conjuntos que forman yacimientos en el norte de África Occidental, y su combinación con rocas generadoras del Mesozoico tiene un gran valor de exploración. Además, según datos de perforación y estudios del terreno, las rocas generadoras de esquisto radiactivo de la Formación Silúrica Tanezzuft previas al rift también se desarrollaron en el norte de África occidental. Están ampliamente distribuidas en el norte de África y son las principales rocas generadoras de la cuenca de Muzuk y la cuenca de Gudamis. Su abundancia puede llegar a 2 ~ 20. Por lo tanto, se especula que el conjunto de acumulación con el esquisto radiactivo de la Formación Tanezzuft como fuente y la roca salada del Triásico como capa de roca regional puede ser otro conjunto de acumulación importante en el norte de África.
3.2.2 Potencial de exploración de cuencas con bajo descubrimiento de petróleo y gas en la sección sur
La cuenca costera suroeste y la cuenca de Namibe en el sur de África Occidental tienen bajos niveles de exploración. Sólo se han perforado 80 pozos en la cuenca costera suroeste en un área de casi 50×104 km2, y la cuenca del Namibe es una de las pocas zonas inexploradas del mundo. Estas dos cuencas comparten características de formación y evolución similares con otras cuencas ricas en petróleo en África occidental. Todos han experimentado etapas previas al rift, syn-rift y subsidencia térmica tardía, desarrollaron rocas generadoras del Cretácico Inferior en diversos grados y tienen condiciones similares de formación de yacimientos. Especialmente en las cuencas costeras del suroeste de África, la cubierta sedimentaria de la subcuenca de Orange es relativamente espesa (>7000 m). El Océano Atlántico Sur depositó esquisto anóxico del Cretácico Inferior del Apdeniano Inferior con un espesor de 40 ~ 146 m y un contenido de carbono orgánico. de 1,61~2,6, con un máximo de 25, índice de hidrógeno (HI). La investigación de la historia de la profundidad del entierro muestra que una gran área de la roca generadora de Apte (K1) en la subcuenca de Orange se encuentra dentro de la ventana de fuente de petróleo y tiene buenas condiciones de fuente de hidrocarburos. Los descubrimientos existentes y los datos sísmicos disponibles han identificado múltiples tipos de trampas, incluidos bloques de fallas inclinadas, pellizcos estratigráficos y estructuras de sobrecarga, particularmente estructuras de compactación y asentamiento por gravedad que están ampliamente desarrolladas en el área, por lo que la subcuenca Naranja tiene la capacidad de formar yacimientos de petróleo y gas.
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