Яндекс.Метрика

Не прошли ПРОВЕРКУ АНТИПЛАГИАТОМ - Издательский дом Интернаука

phone +7-495-066-21-42, +7-495-066-45-61.
Перейти к контенту

Главное меню:

Не прошли ПРОВЕРКУ АНТИПЛАГИАТОМ

Издательство > Антиплагиат
РЕКА БЕРДА (ПРИАЗОВЬЕ)

АННОТАЦИЯ
Цель. Исследовать историю, отдельные поселения, флору и фауну реки Берды, в прошлом легендарную Агару, которая впадает в Азовское море.
Методы. Использовались методы: анализ, аналогия, дедукция, индукция, классификация, наблюдение, метод обобщения, синтез.
Результаты. Проведен экскурс в историю, исследованы населения, поселения, флора и фауна реки Берда.
Заключение. Проведено исследование заповедных мест природы Северного Приазовья. В работе приведены факты из истории реки Берды, в прошлом легендарную Агару, которая впадает в Азовское море. Откуда она берет начало, через какие земли протекает. Приведены факты про Петровскую крепость, Новопетровскую, Старопетровку, другие села на ее пути.
Ключевые слова: Берда; Агара; Приазовье.

Тропами легендарной Ангары
Интересен и разнообразен растительный и животный мир реки Берды. На ее берегах, в ее водах собрано многое из тот, что можно встретить порознь в других заповедных местах Приазовья. Кроме того, среди ученых есть мнение, что кристаллический щит — место рождения запорожских малых рек — никогда в далеком геологическом прошлом не покрывался морями, а всегда, как остров, возвышался среди безбрежных древних водоемов.
Ну, а теперь, после того, как мы бегло ознакомились с главной рекой Приазовья, следуя известной пословице — лучше раз увидеть, чем десять раз услышать,— предлагаем совершить многодневное путешествие по берегам древней Агары. Походное снаряжение: палатки, рюкзаки, пища (сухой паек), походная посуда, компас, удочки и фотоаппарат. Предупреждаем: путешествие не из легких и рассчитано оно на четыре дня. Маршрут в 70 километров проходит по скалистым берегам Берды, так что придется и преодолевать глубокие балки — настоящие ущелья, и взбираться на скалистые берега... Готовы? Ну, тогда — в путь!
Замысел путешествия таков: доехать маршрутным автобусом из Бердянска до села Калайтановки (это займет два часа) и затем возвращаться пешком к устью Берды и к городу. Первый объект маршрута — памятник природы «Знайдена криниця» — расположен в восьми километрах от центра села Калайтановки. Пройдя вдоль сельской улицы на восток до окраины села, сверните по хорошо наезженной дороге на север. Эта дорога приведет вас на полевой стан, а рядом, за холмом, на правом берегу Берды вы вскоре увидите гранитные скалы.
Здесь речка, круто свернув на юг, образовала чудесный уголок природы. Достопримечательность этих мест — источник чистой, холодной воды, откуда и пошло название «Знайдена криниця». Кроме родника и живописных скал здесь сохранилась свое образная полынно-типчаково-ковыльная флора. В расщелинах и пещерах обитают летучие мыши, гнездятся скворцы, каменки, на уступах, скал — вороны (редкие ныне птицы в Приазовье). Река здесь является границей между Запорожской и Донецкой областями.
Около источника разбейте походный лагерь и устраивайтесь на первую ночевку. А утром, после завтрака, правым берегом реки возвращайтесь в Калайтановку.
Ботанический заповедник «Захарьевская крепость» располагается на левом берегу Берды, в полутора километрах от автобусной остановки «Калаптаионка». По крутой извилистой дороге сойдите к реке, ПО ВИСЯЧему мосту перейдите па левый берег Берды и, минуя животноводческую ферму, поднимитесь на холм. Вот на этой возвышенности, которая господствует над холмистой равниной, и высилась прежде Захарьевская крепость — памятник русского военно-инженерного искусства второй половине XVIII века. Теперь от могучей когда-то крепости, которая занимала более 10 гектаров, остались лишь земляные валы и полузасыпанные щебнем, заросшие травой рвы. Расположитесь на высоком западном редуте крепости...
С конца XV века Крымское ханство превращается в форпост Османской империи у южных границ России. Крымские татары совершают бесконечные разбойничьи набеги на Украину, Польшу и Московское государство. Па протяжении более чем трехсот лет не прекращались жестокая борьба русского и украинского народов за обеспечение неприкосновенности СВОИХ границ. «Дабы как Малороссия, так и Слободская губерния навсегда от варваров обеспечена была,— писала в 1770 году в своем указе Екатерина II,— повелеваю генерал-майору Щербинину учредить новую Днепровскую линию крепостей от Азовского моря до Днепра». Эта линия укреплений состояла из семи крепостей.
Захарьенская крепость - вторая, если считать по мере удаления от Лювекого моря. Первой на берегу моря была Петровская (ныне село Новопетровка), тоже входящая в наш маршрут. В конце XVIII века владычеству турок и татар в Крыму был нанесен сокрушительный удар. Тогда и была упразднена эта крепость на левом берегу Берды.
Незабываемая панорама степного пейзажа открывается перед вашим взором. И всюду, куда ни глянь,— бесконечные, уходящие к горизонту поля золотистой пшеницы, зеленые квадраты кукурузы, подсолнечника. А вдалеке, на северо-востоке, проглядывают в голубой дымке белые хаты — это село Стародубовка, Донецкий край.
Но продолжим наше путешествие. Возвратясь в село, у крайней хаты на левом берегу реки вы увидите источник-«копанку» с отличной ключевой водой. Миновав село, по крутому оврагу спускайтесь к реке и идите вниз по течению левым берегом реки. Одинокие скалы стоят у самого среза воды — гордые, непреклонные. Это — победители. Тысячелетиями прорезала себе дорогу к морю река, разрушила и перетерла в песок скалистые преграды, но эти устояли и сейчас им уже не страшна маленькая речка.
Каждая такая скала сложена из древнейших на земном шаре горных пород Архейской эры — пород земной коры. Геологи находят здесь почти все элемент таблицы Менделеева. А если ниже переката взять немного песка и промыть его в обыкновенной гарелке, то после того, как более легкие минералы сплывут под струей воды, на дне посуды останутся ярко-красные, иногда цвета спелой вишни, прозрачные кристаллы. Это — альмандин, полудрагоценный минерал, а с ним часто встречаются не менее интересные ильменит, эпидот и рутил.
Привал сделайте на склоне одного из многочисленных оврагов. Обычно склоны здешних оврагов — это невообразимый хаос нагроможденных обломков скал. Но осмотрите внимательно эти каменные дебри — и найдете там, кроме редкостных минералов, еще множество не менее интересных растений. Часть из них «умудряется» расти на скалах (это различные лишайники и сочный очиток едкий), на полянках среди скал — заросли шалфея, тысячелистника, цмина песчаного, зверобоя, филейника, полевого хвоща, чабреца, а под навесами и в пещерах растут небольшие желтоцветные кустики чистотела.
Разумеется, рвать эти растения не следует, тем более что большинство из них — лекарственные. Лучше сфотографируйте на цветную пленку эту редкостную по красоте гамму красок среди серых унылых скал.
Следующий привал — в Косолаповой балке. Ее вы узнаете сразу, она резко отличается от ранее встреченных оврагов своей широкой устьевой частью, суглинковыми склонами, на которых нет скал, и полноводным ручейком, который глубоко врезался в дно оврага.
По преданию, в верховьях балки в свое время построил свой хутор Косолапов — один из атаманов задунайских казаков. То есть тех казаков, которые после царского манифеста 1775 года о ликвидации Запорожской Сечи бежали в Турцию, в Добруджу, но позже снова возвратились на родину. Живописные развалины Косолаповского хутора частично coxpанились до наших дней.
Теперь здесь расположена крупная животноводческая ферма.
Хорошие знаки оставили археологи. Как раз напротив устья балки, на правом берегу реки сотрудники музея открыли стоянку людей каменного века (неолита). Несколько лет здесь, производились археологические раскопки и в результате кропотливой работы ученым удалось восстановить во всей полноте жизнь древних обитателей берегов Берды. Итак, шесть-восемь тысяч лет назад люди жили в землянках, жилища свои покрывали камышом. Обитатели приземистых домиков занимались охотой, рыбной ловлей, были у них и домашние животные — козы, свиньи, быки. Орудия труда наши предки изготовляли из кремня, а посуду лепили из гончарной глины, залежи которой открыты в конце XIX века.
Отдохнув и пообедав где-нибудь на зеленой лужайке, продолжим наше путешествие. Всего лишь час ходьбы остается до устья еще одного поистине грандиозного урочища — Греческой балки, Она далеко врезается в материк. Правый ее склон — каменистый, левый — пологий, суглинковый. На этом склоне в послевоенные годы открыта другая стоянка человека неолитического времени. Теперь здесь высажен лес. Кстати говоря, такие леса в ближайшее время оденут в зеленую рубашку всю степную речку и она станет еще краше.
Лучшего места для ночлега не найти. Питьевую воду найдете в верховьях урочища. Вас окружат скалы, рядом река, камыши, а на правом берегу — хуторок Берда, полтора десятка хаток среди роскошных садов. Живут в поселке приветливые, гостеприимные люди. Вы можете купить здесь и фрукты, и молоко, и мед... А на ужин приготовьте уху. Хорошо клюют на червя или хлебный мякиш пескари, окуньки, а если вам повезет — выудите сазанчика или серебристого карасика.
Утром за излучиной реки вам откроется чудесный мир скалистого каньона. Это место называют Кривым рогом: река изогнулась здесь замысловатым зигзагом. Полчаса пути — и перед вами памятник природы «Висока скеля». «Малой Швейцарией» называют это место туристы.
Даже не верится, что здесь, среди довольно однообразной Приазовской равнины природа смогла создать такой живописный уголок. Одинокая скала, окруженная ожерельем кудрявых кустарников, встала на пути Берды — и та покорно обошла препятствие и образовала плес, окаймленный стеной камыша.
Кроме своей красоты, «Висока скеля», славится редкими растениями. Это единственное место в Приазовье, где весной обычно в конце апреля, среди каменистых россыпей зацветает сон-трава. Ее крупные темно-фиолетовые бутоны поражают своей неброской, безыскусственной красотой. У нее можно хорошо отдохнуть, сфотографироваться, но, разумеется, здесь строго запрещено рвать какие бы то ни было растения, даже для гербария,
Немного ниже по течению реки в Берду впадает маленькая речушка Берестянка. По камням перейдите сначала Берду (и попрощайтесь с ней на время), а затем и ее приток. Извилистая тропинка правого берега приведет вас в большое село Николаевку.
После ознакомления с селом пройдите по его центральной улице на восток до моста через реку Берду, а перейдя мост, сверните направо и, придерживаясь все время левого берега реки, идите в сторону небольшого хуторка с лирическим названием — Синеоки. По пути вам встретится глубокий овраг Киверова балка. Остановитесь возле небольшого кирпичного сооружения — так называемой «Красной криницы» и пополните запасы питьевой воды.
Здесь Берда уже достаточно широка, ее не перебредешь: это верховье обширного водохранилища — настоящего степного моря, созданного для снабжения водой всесоюзной здравницы Бердянска. Невдалеке от источника, в небольшой прибрежной роще устраивайтесь на третью ночевку.
Утром продолжим путь вдоль берега водоема среди густых трав и по участкам выжженного летним солнцем каменистого склона оврага. Скоро увидим среди акаций и тополей крыши хуторка. Большинство его жителей однофамильцы — Синеоки. Отсюда, как не трудно догадаться, и его название. А далее окруженные садами хаты разбросаны цепочкой вдоль водоема — это начало села Радионовки.
Следующая остановка — на скалистом берегу у балки Солоненькой. Взобравшись на заметную еще издали скалу, вы увидите незабываемую картину.
Высокие мрачные скалы, изрезанные вдоль и поперек трещинами, вплотную подступают к воде. У самого берега — зеленая стена камыша и кудрявые кустарники терна, шиповника и бузины. Кое-где кустарники прижились в расщелинах скал. Именно здесь древняя могучая Берда-Агара пенилась и грозно рокотала на «первых порогах», о которых упоминает Геродот. Дальше этих порогов вглубь древней Скифии не проникали греческие парусники. Доказательством этому служит открытое местным гончаром С. П. Мигасом и исследованное известным ученым, профессором Граковым скопление большого количества античных амфор — явный признак торжища купцов из далеких заморских стран.
После отдыха на Солоненькой следует пройти вперед около километра и, миновав еще несколько домиков, переправиться по висячему мосту на правый берег водоема. Очутившись на этом берегу, сразу же почувствуете дразнящий аромат трав: вы попали в страну чабреца. Это низкорослое растение с мелкими фиолетовыми цветами сплошь покрывает крутые склоны правого берега. Невзрачную на вид траву хорошо знали люди с древних времен.
Особенно чабрец был популярен среди древних славян. Еще во времена язычества наши далекие предки бросали в священные кострища это растение, когда курили фимиам своим каменным идолам. Дымом чабреца они окуривали а детей (чтобы росли здоровыми) и постоянно хранили его в своих жилищах. По преданию, чабрец охранял людей от злых духов. Но и до сего времени сохранился обычай окуривать чабрецом коровники и молочные горшки. А отвар из чабреца пьют при насморке, ангине, почечных и других заболеваниях.
Теперь следует по правому берегу возвратиться метров на триста назад и остановиться под заповедной скалой, увенчанной двумя кварцитовыми дайками. Отсюда и название этого памятника природы— скала «Ослиные уши». В верховье оврага найдете питьевую воду (правда, она, как и везде здесь, солоноватая). Рыбаки смогут на червя наловить окуньков в водоеме, а на хлебный мякиш здесь клюют сазанчики и голавлики...
После отдыха пойдем правым берегом на юг по главной улице села Радионовки, Этот берег водохранилища — настоящее овечье царство. Сопровождаемые настоящими степняками-чабанами, восседающими на флегматичных осликах, бродят здесь огромные отары овец, часто по несколько тысяч голов.
Водохранилище здесь постигает уже более чем километровой ширины. Берега его в районе «овечьего царства» изрезаны глубокими скалистыми бухтами и бухточками. Над водой пролетают чайки, табунчики диких уток, много на берегах куликов. Частенько водохранилище посещают цапли, иногда наведываются сюда журавли-красавки и вороны. Среди каменистых берегов гнездятся шустрые каменки (в том числе и уже знакомая нам каменка-плясунья), встречаются нарядные удоды, скворцы. И зверьков здесь немало — лисицы, хорьки, куницы и ласки, суслики и зайцы-русаки.
К вечеру, уже на берегу водохранилища, покажется тополиная рощица, а немного дальше — плотина водохранилища. Последняя ночевка в роще — и снова в путь. Сначала пройдите к плотине, а затем по асфальтовой дороге поднимитесь до птицефермы и сверните по степной дорожке влево. Тропа вновь приведет вас к речке, но здесь, ниже плотины, Берда уже опять станет мелководной.
На левом берегу речки — огороды и хаты села Осипенко, на правом — село Ольгино. Возле первых ольгинских хат видны выходы серого гранита. Отсюда древние породы круто уходят вниз и в районе Бердянска встречаются только на глубине полутора километров. Ольгино — бывшая немецкая колония Нейгофнунг, основанная в конце XVIII века. В административном отношении Ольгино подчинено соседнему селу Осипенко.
Славится жители села Осипенко и урожаями пшеницы, и высокими надоями молока, и виноградом, не говоря уже о яблоках, — лучших, наверное, и не найти в Приазовье.
Обязательно посетите сельский краеведческий музей. И потом возвратитесь по главной сельской улице к мосту через Берду и, перейдя его, сверните налево. Идя по тропе вдоль правого берега, через час вы взберетесь на высокий уступ. Речной откос 1 там обрывист и сложен ИЗ красных глин, поэтому и называется Красным обрывом. Отсюда вы увидите панораму всего села Осипенко, а вернее,— огромный сад, сквозь зелень которого изредка проглядывают крыши из красной черепицы.
Миновав Красный обрыв, сойдите по тропе к заросшему ивняком низкому берегу речки. Перед вами откроется необозримая равнина, которая тянется до самого Азовского моря. Берда здесь спокойно несет свои воды, образует причудливые петли и завитушки среди бесконечных поливных огородов. На этой плодородной равнине сосредоточены огороды и подсобные хозяйства. Все это царство капусты, перца, помидоров, огурцов и баклажанов произрастает здесь только благодаря живительной воде Берды.
Впереди вы увидите поселок Пятихатку. У первых его домов перейдите ил левый берег реки и продолжайте свое путешествие на юг по тропам между огородами. Два часа пути — и вы достигнете окраины небольшого села Старопетровки. Оно возникло еще в XVIII столетии, в то время бывшей пограничной рекой. Левый берег — русский, правый — турецкий... А само село возникло в связи со строительством на берегу моря, в четырех километрах южнее, пограничной Петровской крепости.
Еще час пути — и вы у ее развалин, расположенных вблизи села Новопетровки. Почти вся территория крепости уже застроена, но у берега моря еще сохранился оборонительный вал и полузасыпанный ров. Известно, что крепости Днепровской линии получили названия в честь русских полководцев. В частности, Петровская была названа по имени Петра Александровича Румянцева, в то время бывшего главнокомандующим русской армией.
Петровская крепость состояла из четырех замкнутых укреплений-цитаделей, замыкавших внутреннее пространство крепостных построек. В цитаделях крепости располагались пороховые погреба. Крепость была обнесена земляными валами и рвом вокруг всех укреплений. Вблизи крепости, в устье тогда еще полноводной Берды, был построен деревянный причал, который на 25 метров выступал в море. Большие суда здесь из-за мелководья швартоваться не могли. Они бросали якорь за километр от берега, а все грузы и пассажиры переправлялись лодками.
В 1782 году в Петровской крепости спасался от восставших татарских фанатиков последний крымский хан Шахин-Гирей. Он прибыл сюда на русском корабле из Керчи вместе с гаремом и свитой. Во время 1853—1856 годов, а именно в июле 1855 к крепости подошли неприятельские корабли и открыли артиллерийский огонь. Под прикрытием шин интервенты высадили десант на 26 баркасах. Азовцы стремительной контратакой сбросили противника в море. Шутливый рассказ об этом совсем не шуточном событии передается в Новопетровке из поколения в поколение, обрастая все новыми подробностями...
С вечера разнеслась тревожная весть: к крепости плывут корабли вражеские! Первым делом пушкари за дело взялись. Привезли бочку со свиным смальцем и давай смазывать пушечные жерла — чтоб ядро дальше летело. А ночью у пушек собралось собак видимо-невидимо: заползали в жерла и вылизывали вкусную смазку... Утречком корабли вражеские подошли и совсем близехонько встали у берега. На флагманском корабле сам ихний адмирал прохаживался. Пушкари хорошо того адмирала рассмотрели в подзорную трубу.
«Ваше благородие»,— обратился к своему есаулу один пушкарь, Фомкой его звали,— дозвольте «хутен морген» адмиралу вымолвить из моей «тетки Гапки» (все пушки крепости имена имели)». И никто и не знал, что в это время большущая собака в жерле у «тетки Гапки» смалец долизывала. Навел Фомка свою «тетку», зажег фитиль и как жахнет «Ганка»! Правда, промашка получилась, ядро над адмиральской головой пролетело, а вот кобельчик аккурат под ноги ему шлепнулся, да как хлопнет зубами за адмиральскую часть пониже пояса.
Закричал адмирал: «Ядро! Я ранен!» «Никак нет, выше превосходительство. Нес»,— ответили матросы. Очень обрадовался тогда адмирал: «У русских ядер нету. Собаками стреляют.
Приказываю: десант! Голыми руками возьмем! Виват!» Высадились песиголовцы на берег, а казаки на крепости помалкивают, ждут команды. Сам адмирал вперед выбежал, шпагой тоненькой, как хворостинка, размахивает. и как накрыли их градом пуль, а тут еще где ни возьмись десяток кобелей налетел — адмирал первый и прыгнул в море, а за ним и все его воинство.
Ушла эскадра не солоно хлебавши. Говорят, с тех пор ихний адмирал страх как боялся собачьего лая: как тявкнет где песик — сразу за штаны хватался, за известное, конечно, место. Запомнилась ему Петровская крепость...
Давно уже не стало старой крепости. На ее месте потомки дозорных русской земли воздвигли новую — «крепость» хлеборобов, село «Россия». Сегодня это одно из самых крупных и передовых хозяйств Бердянского района.
Поднявшись по улочке на вершину холма вы оказываетесь в центре села Новопетровки. Привольно раскинулось оно на левом берегу Берды и на морских кручах. И славится Новопетровка не только пшеницей, молочными реками и фруктами, а и отличным климатом, чистым, настоянным на степных травах и морской волне воздухом.
Азовское море встречает нас цепью лиманов, растянувшихся на огромном пространстве от развалин крепости до санатория «Бердянск» . Наиболее опресненный из них — Сладкий лиман, образовавшийся в устье Берды.
Весной сюда заходят на нерест, нередко огромными косяками, такие азовские рыбы, как знаменитая тарань, зубастые судаки, морские сазаны, шемая п рыбец. Мальки этих рыб все лето проводят в лиманах, а осенью, подросшие и окрепшие, покидают тихие заводи и храбро устремляются навстречу суровой и неведомой им жизни моря.
Никогда не пустуют и камыши Сладкого и других лиманов — пристанище неисчислимых стай водоплавающих птиц. С древних времен пернатые путешественники облюбовали эти места для отдыха при перелетах. А гнездятся здесь кряквы и чирки, красноголовая чернь и широконоски, шилоклювки и даже ходулочники.
По берегам лиманов и рядом, на Петровском лугу, обитает немало зверьков. Можно встретить и зайцев, и лис, уссурийских енотов и барсуков, а в последние годы все чаще появляются и новоселы — дикие кабаны, лоси и косули.
Теперь уже трудно представить, как сохранился, уцелел ДО наших диен этот обширный уголок природы вблизи большого южного города! Но на этом чудеса азовских Перегон и лиманов не кончаются. Совсем недалеко от западной окраины Бердянска есть участок морскою побережья, охраняемый как особо ценный палеонтологический памятник областного значения.
Когда в начале XX века экспедиция прибыла в Бердянск, ученые не поверили своим глазам: в рыбачьем поселке Лиски стояли заборы из... слоновых костей. А местных жителей забавляли москвичи, дознававшиеся, где взят «строительный материал» для заборов. «Как это где? Известное дело, на берегу. Там этих костей хоть пруд пруди!»...
Так был открыт этот уникальный памятник древней природы на азовском берегу. А бердянские «заборы» вскоре перекочевали в музеи Петрограда, Москвы и Киева,
Множество открытий подарил ученым этот неказистый с виду береговой обрыв. Здесь было обнаружено большое скопление костей древнейших ископаемых животных, мамонта и др. А летом 1940 года сотрудники музея раскопали скелет гигантского южного слона, обитавшего здесь более миллиона лет назад! Дальнейшие раскопки палеонтологического памятника были прерваны войной...
В период временной оккупации города гитлеровцы захватили уникальную находку и вывезли ее в Германию, но после войны она была возвращена в Советский Союз. И теперь, войдя в мамонтовый зал, вы увидите спасенного бердянского гиганта.
Итак, путеводная нить древней Берды-Агары вновь привела нас к солнечным водам Азова. Закончено наше исследование заповедных мест природы Северного Приазовья.

НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ СИСТЕМА (АКАТА/АБАДА): ПРОВИНЦИЯ ДЕЛЬТЫ Р. НИГЕР, НИГЕРИЯ, АФРИКА

АННОТАЦИЯ
Цель. Исследование объемов нефти, газа и газоконденсатной жидкости, которые имеют достаточный потенциал для того, чтобы войти в геологические запасы в течение следующих 30 лет.
Методы. Использовались методы описательной статистики, сравнительного анализа, аналитические группировки.
Результаты. Показана иерархическая схема географических и геологических пачек, а также проведена классификация регионов, геологических провинций согласно обнаруженным объемам нефти и газа в каждой их них. Приведен пример блока оценки нефтегазоносной системы, в которой открытые и не открытые месторождения составляют единую, относительно однородную совокупность.
Исследовано геологическое строение провинции. Рассмотрена нефть и ее возникновение, распределение нефти, свойства нефтяных месторождений, свойства нефти и газа. Исследована материнская порода, выявление материнской породы и потенциал материнской породы. Рассмотрена меловая система.
Заключение. Использование методов описательной статистики, сравнительного анализа, аналитических группировок продемонстрировало их большие возможности для оценки и анализа динамики изменения нефти, газа и газоконденсатной жидкости.
На основе этих методов было исследовано место нефтегазоносной системы, и общий коэффициент успеха разведочного бурения. Были сделаны соответствующие рекомендации.
Ключевые слова: нефть; газ; газоконденсат; добыча; объем; регион.


Предисловие
Целью данного исследования является оценка объемов нефти, газа и газоконденсатной жидкости, которые имеют достаточный потенциал для того, чтобы войти в геологические запасы в течение следующих 30 лет. Эти запасы либо находятся в не открытых месторождениях, чьи объемы превышают предельное значение минимального объема месторождения (переменная величина, но не менее 1 миллиона баррелей нефтяного эквивалента), либо встречаются в качестве прироста в уже обнаруженных запасах месторождений.
Для организации, оценки и изображения территорий, была разработана иерархическая схема географических и геологических пачек. Среди них регионы, геологические провинции, нефтегазоносные системы и блоки оценки. В рамках Всемирного Энергетического Проекта регионы служат в качестве организационных единиц.
Согласно вышеуказанному проекту мир можно разделить на 8 регионов и 937 геологических провинций. Провинции классифицируются согласно обнаруженным объемам нефти и газа в каждой их них. Для оценки ресурсов нефти и газа были отобраны 76 «приоритетных» провинций (благодаря своему высокому уровню) и 26 «эксклюзивных» провинций (благодаря предполагаемому изобилию нефти или своей особой экономической или стратегической значимости). Геология нефти и газа и результаты оценки «приоритетных» и «эксклюзивных» провинций описаны в серии докладов, включая две следующие главы.
Геологическая провинция – это территория, занимающая сотни километров и включающая в себя естественное геологическое образование (например, бассейн седиментации, складчато-надвижный пояс, сросшиеся местности) или некоторую комбинацию смежных геологических образований. Границы провинции очерчены последовательно вдоль естественных геологических границ, хотя, в некоторых местах, их расположение основано на других факторах, таких как особая батиметрическая глубина в открытом океане.
Нефтегазоносные системы и блоки оценки схематически изображены внутри каждой геологической провинции, где предполагалось наличие неразведанных запасов нефти и газа. Несмотря на то, что границы нефтегазоносных систем и блоков оценки, как правило, содержатся в любой геологической провинции, это не является обязательным фактором. Отображенная территория нефтегазоносной системы включает все генетически связанные нефтепродукты, которые встречаются в нефтяных проявлениях и залежах (открытых и открытых), образованных залежью зрелой материнской породы. Эта территория также включает в себя основные геологические элементы (залежи, уплотнения, ловушки и перекрывающие породы), которые контролируют основные процессы залегания нефти – генерацию, миграцию, удерживание и хранение. «Минимальная» нефтегазоносная система – это та часть нефтегазоносной системы, которая охватывает обнаруженные проявления и залежи вместе с геологическим пространством.
Блок оценки – это часть нефтегазоносной системы, в которой открытые и не открытые месторождения составляют единую, относительно однородную совокупность. Нефтегазоносная система может приравниваться к одному блоку оценки, или, если необходимо, может быть разделена на два и более блока. Причем каждый блок является достаточно однородным с точки зрения геологии, особенностей разведки, а также риска для индивидуальной оценки. Неоднородность не может быть снижена во всех блоках оценки. В таких случаях, равномерная плотность накопления нефти и принципы ее разведки не распространяются на весь блок оценки.
Цифровой код идентифицирует каждый регион, провинцию, нефтегазоносную систему и блок оценки. Эти коды едины на протяжении всего проекта. Код выглядит следующим образом:
Пример
Регион (однозначное число) 3
Провинция (3 цифры справа от кода региона) 3162
Нефтегазоносная система (2 цифры справа от кода провинции) 316205
Блок оценки
(2 цифры справа от кода нефтегазоносной системы) 31620504
Известные объемы нефти и газа (суммарная добыча и оцененные запасы), указанные в данном докладе, взяты из базы данных компании «ПетроконсалтэнтсИнкорпорэйтед» по разведке и производству нефти 1996 г. Предполагаемые суммарные извлекаемые объемы регистрируются из года в год. Для решения этой проблемы Американская служба геологических исследований разработала и приняла несколько моделей прироста запасов, а также использовала модель Американской службы управления минеральными ресурсами.
Глава I.
Третичная нефтегазоносная система в дельте р. Нигер (Аката – Абада), провинция дельты р. Нигер, Нигерия, Африка.
В провинции дельты реки Нигер, мы определили одну нефтегазоносную систему - Третичная нефтегазоносная система в дельте р. Нигер Аката-Абада. Дельта образовалась на месте рифтового тройника, связанного со вскрытием Южной Атлантики, которое началось в поздний Юрский период и продолжалось в Меловой период. Сама дельта начала развиваться в Эоценовую эпоху, накапливая отложения, которые теперь составляют более 10 км в толщину. Первичной материнской породой является верхний пласт Аката, морские сланцевые фации дельты с возможным присутствием промежуточного морского сланца самого низкого пласта Абада. Нефть производится из фаций песчаника внутри пласта Абада, однако турбидитный песчаник в верхнем пласте Аката является потенциальной целью в глубоких водах и, возможно, под нефтеносными интервалами на суше.
Благодаря известным нефтяным и газовым ресурсам дельты р. Нигер провинция занимает 12-ое место среди самых больших геологических провинций. На сегодняшний день обнаружено 34,5 млрд. баррелей извлекаемой нефти и 39,8 трлн. кубических футов извлекаемого газа. В 1997 году Нигерия занимала пятое место среди самых крупных поставщиков сырой нефти в Соединенные Штаты Америки, поставляя 689 000 баррелей сырой нефти в день.
Введение
Дельта р. Нигер находится в Гвинейском заливе и простирается по всей провинции дельты р. Нигер.
С эоценовой эпохи и до настоящего времени дельта двигалась на юго-запад, формируя пояс залежей, которые представляют наиболее активную часть дельты на каждом этапе своего развития. Эти пояса залежей формируют одну из крупнейших регрессивных дельт в мире площадью около 300 000 км2, объемом осадка 500 000 км3 и толщиной осадка более 10 км в депоцентре бассейна.
В провинции Дельта Нигера находится лишь одна найденная нефтегазоносная система. В данном докладе эта система называется Третичной нефтегазоносной системой Аката-Абада в дельте р. Нигер. Максимальная протяженность данной системы совпадает с границами провинции. Минимальная протяженность системы определяется протяженностью площадей месторождений и вмещает известные природные ресурсы (суммарное производство и разведанные запасы), которые составляют 34,5 млрд. баррелей нефти и 93,8 трлн. кубических футов газа (14,9 млрд. баррелей нефтяного эквивалента). На данный момент основная часть этой нефти находится в месторождениях на суше или на материковом шельфе под водой на глубине менее 200 м и главным образом встречается в крупных, относительно простых структурах. В дельте залегает несколько действительно крупных месторождений, крупнейшая из которых содержит чуть более 1 млрд. баррелей нефти. Среди провинций с высоким содержанием нефти, оцененных Американской геологической службой оценки мировых энергетических ресурсов, провинция дельты занимает 12-ое место, которая содержит 2,2 % всего мирового запаса разведанной нефти и 1,4 % всего мирового запаса обнаруженного газа.
В 1908 году германо-нигерийская корпорация по производству битума пробурила первые скважины поблизости с местом выхода смолы в северной части дельты. Однако до 50-х годов XX века в третичных породах значительных проявлений нефти обнаружено не было. В 1958 году компания «Шелл-Бритиш Петролиум» запустила в эксплуатацию первую скважину, которая добывала 5100 баррелей нефти в день. С 1958 года и вплоть до войны за независимость Биафры в 1967 г. разведка и добыча нефти увеличились. Во время войны разведка и добыча прекратились и лишь в 1970 году, когда мировые цены на нефть стали расти, Нигерия снова смогла получать экономическую выгоду от своих нефтяных ресурсов в дельте р. Нигер. В 1971 г. Нигерия вступила в Организацию стран-экспортеров нефти (ОПЕК) с общим объемом производства 703 миллиона баррелей нефти в год.
В 1997 г. производство выросло до 810 миллионов баррелей нефти в год. 31 % от этого производства (251 миллион баррелей нефти в год) экспортировался в США, что позволило Нигерии стать пятым по величине поставщиком нефти в США. Несмотря на сегодняшнюю политическую неопределенность Нигерии, в стране ожидается устойчивое увеличение производственной мощности по сравнению с нынешним производством, однако в 1998 году правительство страны решили сократить производство на 225000 баррелей в день. Разведка нефти также расширяется, особенно в глубоководных водах прибрежья, притом, что в настоящее время правительство Нигерии собирается предлагать 6 дополнительных арендованных блоков глубиной 3000 м. Учитывая нефть и газ, общий коэффициент успеха разведочного бурения достигает 45%.
Разведка небольших частей дельты р. Нигер в Камеруне и Экваториальной Гвинее начались на много позже, чем в Нигерии. Извлекаемые запасы нефти и газа (извлекаемые и разведанные) здесь намного меньше, чем в Нигерии. В 1997 году процент извлекаемой нефти в дельте р. Нигер в Нигерии составлял 96%, в Камеруне – 3,5% и в Экваториальной Гвинее – 0,5%.
Геологическое строение провинции.
Береговая часть провинции дельты р. Нигер схематически изображена согласно геологическому строению на юге Нигерии и юго-западе Камеруна. Северная граница провинции – это Бенинский сгиб, восточная и северо-восточная линия складки к югу от основного массива Западной Африки. Северо-восточная граница определена обнажением меловой платформы на горе Абакалеке и далее к востоку и юго-востоку в сторону Калабарского сгиба, который граничит с расположенной рядом докембрийской платформой. Морская граница провинции определена Камерунской вулканической линией на востоке, восточной границей бенинского бассейна на западе (самая восточная западноафриканская пассивная окраина с трансформным сдвигом) и двухкилометровой изопахитой осадочного слоя или 4000-метровой изобатой на юге и юго-западе в районах, где толщина осадочного слоя составляет более 2 км. Провинция занимает 300000 км2 и вмещает геологическую область Третичной нефтегазоносной системы Аката-Абада в дельте р. Нигер.
Тектоника
Тектоническое строение материкового склона вдоль западного побережья экваториальной Африки контролируется меловыми зонами разлома, которые выражены впадинами и горными хребтами в Атлантическом океане. Зоны разлома подразделяют приграничную область на отдельные бассейны и образуют разрывы на границе меловой троговой долины Бэнуэ-Абакалеке, которая глубоко врезается в западноафриканский щит. Данная впадина представляет собой поврежденное ответвление рифтового тройника, связанного со вскрытием Южной Атлантики. В этом районе рифтогенез начался в поздний юрский период и продолжался в средний меловой период. В поздний меловой период в районе дельты р. Нигер рифтогенез практически прекратился.
После прекращения рифтогенеза активность гравитационной тектоники стала основным процессом деформации. Сланцевая подвижность стимулировала внутренние деформации и была обусловлена двумя процессами. Во-первых, сланцевые диапировые складки образовались путем поступления плохо уплотненной преддельтовой и дельтовой глины, находящейся под избыточным давлением (пласт Аката), а также при помощи песчаного пласта с высокой плотность в подводной части дельты (пласт Абада).
Во-вторых, нестабильность склонов произошла из-за отсутствия боковой горизонтальной опоры, направленной в сторону бассейна, для не совсем плотной глины (пласт Аката). Независимо от пояса залежей активность гравитационной тектоники завершилась до осадконакопления в Бенинском пласте. Она выражается в сложных структурах, таких как, сланцевые диапировые складки, перекатывающиеся антиклинали, разрушенные антиклинальные перегибы, прилегающие вплотную элементы рельефа и наклонные, близко расположенные сдвиги и сгибы. Эти сдвиги, главным образом, смещают различные части пласта Абада и выравнивают разрывы вблизи пласта Аката.
Литология.
Участок мелового периода под бассейном дельты р. Нигер, который является самым молодым и самым южным суббасейном в троговой долине Бенуэ-Абакалеке, остается нетронутым. Литологические разновидности меловых пород, которые отложились в нынешнем бассейне дельты р. Нигер, могут только распространяться из обнаженного мелового участка в соседний бассейн на северо-востоке под названием Анамбра. Начиная с кампанской эпохи и в течение всего палеоценового периода, береговая линия была вогнута в бассейн Анамбра. Это привело к пересекающимся дрейфующим прибрежным наносам, которые стали причиной дельтообразного осадконакопления, сформированного приливами, во время морской трансгрессии, а также к образованию осадков, сформированных рекой, во время регрессии. Мелководные морские терригенные обломочные отложения находились дальше от берега, в бассейне Анамбра. Они, главным образом, были представлены альбско-сеноманским глинистым сланцем р. Асу, сеномано-сантонским сланцем на территории Огу и Эзэ-Уку, а также кампано-маастрихтским сланцем на территории Нкпоро. Распределение позднемелового сланца под дельтой р. Нигер неизвестно.
В палеоценовый период основная морская трансгрессия началась со сланца на территории Имо в бассейне Анамбра на северо-востоке и со сланца на территории Аката в бассейне дельты р. Нигер на юго-западе. В эоценовый период форма береговой линии стала выпукло криволинейной, прибрежные наносы стали расходиться, а оседание осадков началось с помощью волн. В это время началось отложение приморских осадков в самом бассейне дельты р. Нигер, а так как осадки продвинулись на юг, береговая линия стала все более и более выпуклой в направлении моря. Сегодня отложения осадков в дельте все еще образуются с помощью волн, а прибрежные наносы все еще расходятся.
Третичный участок дельты р. Нигер делится на три образования, которые представляют собой движущиеся фации осадконакопления, различающиеся между собой в основном на основании песчано-сланцевых соотношений. Формация Аката у основания дельты морского происхождения и состоит из толстой пачки сланцевых пластов (потенциальная материнская порода), турбидитового песка (потенциальные коллекторы в глубоких водах) и незначительного количества глины и ила. В начале палеоценового периода и в течение послеледникового периода сформировалось образование Аката во время низкого уровня моря, когда континентальные органические вещества и глина переместились в глубоководье, которое характеризуется низкими энергетическими условиями и недостаточным содержанием кислорода. Была пробурена лишь малая часть этой формации, поэтому доступна только структурная карта ее верхней части. Предполагается, что толщина данной формации составляет примерно 7 000 метров. Формация лежит в основании всей дельты под избыточным давлением. Турбидитовый поток, вероятно, образовал глубоководный конус выноса песка внутри верхнего части формации Аката во время развития дельты.
Отложение вышележащей формации Абада, основного нефтегазоносного блока, началось в эоценовый период и продолжается в послеледниковый период. Данное образование состоит из приморских кремнисто-обломочных пород толщиной более 3700 метров и представляет собой нынешнюю дельтообразную часть комплекса пласта. Терригенные обломочные отложения накопились в подводной части дельты, в ее поверхностных отложениях и в речно-дельтовой среде. В нижней части формации Абада в равной пропорции находятся пласты глинистых сланцев и песчаников, однако, в верхней ее части, в основном, песок с незначительными сланцевыми прослойками. Формация Абада залегает под третьим образованием – Бенинской формацией, которая является самым последним континентальным отложением аллювиального песка и песка верхней береговой прибрежной равнины, толщина которого составляет 2000 метров. Данная формация образовалась в эоценовый и послеледниковый периоды.
Пояса залежей.
Отложение всех трех формаций происходило в каждом из пяти колец кремнисто-обломочного осадконакопления, которые составляют дельту р. Нигер. Эти кольца (пояса залежей) шириной 30-60 км находятся в 250 км над океанической корой и направляются на юго-запад в Гвинейский залив. Они характеризуются осадочным разрывным залеганием пород.
Взаимодействие между оседанием пород и скоростью притока привело к отложению разъединенных поясов: когда дальнейшие оседания осадков уже не могли больше вмещаться внутри земной коры, центр выпадения осадка сместился в сторону моря, образуя новый пояс залежей. Каждый пояс залежей является отдельным образованием, которое соответствует разлому пласта в региональном падении пластов дельты и граничит с конседиментационным разломом со стороны берега, а также с крупными региональными сбросами, обратными падению слоев, или с конседиментационными разломами соседнего пояса со стороны моря.
Различают 5 основных поясов залежей, каждая из которых имеет свой собственный процесс отложения осадков, нарушение залегания пластов и историю нефти.
Дуст и Оматсола различают три провинции поясов на основе их структуры. Северная провинция дельты, которая покрывает сравнительно неглубоко залегающий фундамент, имеет самые древние вращательные, расположенные на равных интервалах, конседиментационные разломы, которые увеличивают свою крутость в сторону моря. Центральная провинция дельты имеет пояса с четко определенными структурами, такими, как непрерывно перевернутый перегиб сводовой части складки, который смещается в сторону моря к любому заданному разлому. Последняя, отдаленная провинция дельты имеет наиболее сложную структуру из-за активности внутренней гравитационной тектоники в отношении современного материкового склона.
Нефть и ее возникновение.
Распределение нефти.
Нефть встречается по всей формации Абада в дельте р. Нигер, однако, несколько направлений образуют «пояс с высоким содержанием нефти», который имеет крупнейшее месторождение и самое низкое соотношение нефти и газа. Этот пояс простирается с северо-западного прибрежья до юго-восточного, а также вдоль ряда северо-южных направлений на территории города Порт-Хакорт. Он ориентировочно соответствует переходу между материковой и океанической корой и находится в пределах оси максимальной толщины осадочных отложений. Это распределение углеводорода было первоначально отнесено ко времени формирования ловушек относительно миграции нефти (более ранние структуры прибрежной части суши ограничивали перемещение нефти). Эджедауэ устанавливает связь между расположением богатых нефтью районов внутри пояса и пятью впадинами дельты, питаемых четырьмя разными реками. Он утверждает, что двумя определяющими факторами являются увеличение геотермального градиента относительно минимального градиента в центре дельты и в целом больший возраст отложений в пределах пояса по сравнению с теми, что находятся дальше в сторону моря. Вместе эти факторы дали отложениям внутри пояса «наивысшую зрелость на единицу длины». Вебер указывает, что богатый нефтью пояс совпадает со скоплением структур смешивания через все пояса залежей, которые имеют короткие южные грани и небольшие прибрежные пачки пластов к югу. Дуст и Оматсола предполагают, что распределение нефти, вероятно, связано с неоднородностью материнской породы и/или сегрегацией из-за реэмиграции. Хаак и другие относят расположение нефтеносного пояса к морским материнским породам, богатых нефтью, которые отложились рядом с впадинами дельты, и предполагают, что накопление этих материнских пород контролировалось дотретичными структурными суббасейнами, примыкающими к строению фундамента.
Вне зоны нефтеносного пояса (центральная, восточная и северная части дельты) соотношение нефти и газа (ГФ) высоко. Газонефтяной фактор в каждом поясе повышается в сторону моря и вдоль простирания от центров осадконакопления. Причины распределения ГФ гипотетичны и включают реэмиграцию, вызванную наклоном во время более позднего осадконакопления в периклинальной части пояса, продувку газом накоплений и/или неоднородность материнской породы.
Стэйчер, используя сейсмостратиграфию, разработал модель распространения углеводорода в дельте р. Нигер. Эта модель была составлена для центральной части дельты, включая несколько нефтеносных поясов, и соотносит напластование формации Аката, а также песочно-сланцевые образования формации Абада с уровнем моря. Домиоценовый сланец формации Аката откладывался в глубоководье во время низкого уровня моря и сейчас перекрыт последовательными циклами осадконакопления миоценовой формации Абада. Формация Абада в центральной части дельты соответствует линейной модели с преимущественно высоким уровнем моря (углеродосодержащие пески) и трактами трансгрессивных систем (экранирующая глина); тракты системы низкого уровня моря третьего порядка не сформировались. Образование сбросов в формации Абада обеспечило пути для миграции нефти и образовало структурные ловушки, которые вместе со стратиграфическими ловушками накапливают нефть. Сланец в тракте трансгрессивных систем обеспечил отличное уплотнение над песками, а также улучшенное затягивание и формирование глинистого вещества в плоскости сбросов.
Свойства нефтяных месторождений.
Большинство месторождений состоит из ряда отдельных пластов, которые содержат нефть различного состава с разными соотношениями нефти и газа. Газовые шапки распространены. Многие пласты находятся под большим давлением, и первичная добыча главным образом происходит при расширении газа. К распространенным проблемам добычи нефти относятся образование конуса обводнения, неуплотненный песок, парафиновые отложения и высокие соотношения нефти/газа (см. ниже), которые приводят к тому, что предельная добыча составляет 30 %.
Свойства нефти и газа.
Физические и химические свойства нефти в дельте р. Нигер сильно различаются, вплоть до подпорного уровня. В дельте можно встретить и светлый нефтепродукт зеленовато-коричневого цвета. 56% нефтепродуктов дельты имеет плотность, которая варьируется от 30 до 400 API. Большинство нефтепродуктов попадает в одну из двух групп. К первой группе относится светлая парафиновая нефть из более глубоких коллекторов (содержание парафина доходит до 20%, но обычно составляет до 5%). Вторая группа – биодеградированная нефть из мелких коллекторов. Она имеют более низкую плотность (в среднем - 260) и является нафтеновой беспарафиновой нефтью. Биологическое разложение и промывка чрезмерны в некоторых песчаниках плейстоценового периода формации Абада, которые образуют высоковязкую тяжелую нефть (8-200 API). Нефтепродукты с плотностью менее 250 API составляет лишь 15% запасов дельты р. Нигер. Концентрация серы в нефти низкая, и варьируется в диапазоне от 0,1 до 0,3%, реже встречаются образцы с концентрацией выше 0,6%. Ограниченный набор данных показывает отрицательную корреляцию между плотностью API и содержанием серы, предполагается, что содержание серы, вероятно, связано с разложением нефти. Эта тенденция, однако, не прослеживается в данных.
Нефтепродукты, полученные из наземного органического вещества, также как и те, что в дельте р. Нигер, имеют высокое соотношение пристан/фитан. Если нефтепродукты получены из наземного органического вещества моложе среднемеловой эпохи, то соотношение олеанан:С30/гопан также высоко.
Концентрация Ni (никель) и V (ванадий) в нефти дельты р. Нигер ниже 100, а содержание V/(V+Ni) колеблется между 0,01 и 0,41со средним значением 0,12 ч./млн. (частей на миллион) в соответствии с содержанием компонента в нефти, полученной из органического вещества III типа. Эти данные о содержании металла, а также органическая геохимия и физические свойства нефти указывают на то, что материнские породы дельты содержат преимущественно наземное органическое вещество. Органическое вещество отложилось в субокисных, бескислородных подошвенных водах, где наличие ванадила и никеля для связывания элементов было частично затруднено формированием гидроксидов и образованием комплекса метастабильных ионов сульфида.
Попутный газ в дельте является теплового происхождения с низким содержанием CO2 и N2. При добыче газа сероводород не является проблемой, однако были обнаружены относительно высокие концентрации ртути. В настоящий момент 75% добываемого в дельте газа сжигается, 10% закачивается обратно в пласт для поддержания давления, и лишь 15% реализовывается на рынке.
Материнская порода.
Выявление материнской породы.
Существует множество дискуссий относительно нефтематеринских пород дельты р. Нигер. В число возможных материнских пород включают морской, залегающий между пластами сланец в формации Абада и морской сланец формации Аката, а также сланец мелового периода.
Месторождение Абада-Аката.
Формация Абада имеет интервалы, которые содержат органический углерод, пригодный для материнских пород. Однако эти интервалы редко имеют достаточную толщину для создания нефтеносной провинции мирового класса. В различных частях дельты они являются незрелыми. Сланец формации Аката присутствует в больших объемах под формацией Абада. Его объема достаточно, чтобы генерировать достаточно нефти для нефтеносной провинции мирового класса, такой, как дельта р. Нигер.
Основываясь на содержании и типе органического вещества, Эвами и другие предположили, что морской сланец (форм. Аката) и сланец, перемежающийся с паралическим песчаником (нижняя форм. Абада) были нефтематеринскими породами дельты р. Нигер. Икуизор и другие использовали гопаны и олеананы, чтобы исследовать неочищенную сырую нефть относительно ее источника – сланецпаралической формации Абада на восточной стороне дельты и морской паралический источник формации Аката на западной стороне дельты. Икуизор и Окойе в дальнейшем ограничили эту гипотезу с помощью геохимических показателей зрелости, включая данные отражения витринита. Все эти данные показали, что породы моложе глубоко залегающих нижних частей параличекой пачки пластов и являются незрелыми. Ламберт и Ибе утверждали, что эффективность миграции из находящегося под избыточным давлением сланца формации Аката была бы меньше 12%, что указывает на то, что из пласта была выделена текучая среда. Они вывели другой профиль термической зрелости, в нем показывалось, что сланец в пределах формации Абада достаточно зрел, чтобы генерировать углеводороды.
Эджедауэ и другие использовали модели созревания, чтобы сделать вывод о том, что в центральной части дельты сланец формации Абада является источником нейти, а сланец формации Аката – источником газа. Они также считали, что в других частях дельты оба сланца генерируют нефть. Дуст и Оматсола сделали вывод о том, что источник органического вещества находится в дельтовых регрессивно залегающих пачках и в отложениях нижней прибрежной равнины. Их гипотеза предполагает, что материнские породы обеих формаций Абада и Аката рассеяны, но основная их часть находится в формации Абада. Касательно глубоководья, они «отдают роль» материнских пород скату дельты и глубоким турбидитовым конусам выноса формации Аката. Органическое вещество в этих средах все еще сохраняет свои наземные характеристики, однако оно может обогатиться в аморфном, полном водорода веществе за счет бактериального разложения. Стэйчер предполагает, что формация Аката является единственной значительной материнской породой благодаря своему объему, и чья глубина залегания сопоставима с глубиной главной зоны нефтеобразования.
Меловая система.
Некоторые ученые предполагают, что морской меловой сланец под дельтой р. Нигер является жизнеспособной материнской породой. Этот меловой участок никогда ранее не подвергался бурению из-за своей огромной глубины, поэтому нет никаких данных о потенциале его материнской породы. Для миграции нефти из меловой системы в коллекторы внутри формации Абада потребовалась бы сложная система сбросов и трещин, так как сланец в формации Аката достигает более 6000 м в толщину. Не существует никаких данных, чтобы подтвердить существование такой системы. Химический состав нефти дает противоречивые доказательства данной гипотезы о меловой материнской породе, особенно в отношении материнской породы раннего мелового периода. Нвачукву и другие сообщают о низких соотношениях V:V+Ni в неочищенной сырой нефти дельты (0, 12). Это соотношение намного меньше, чем соотношение в нефти меловой системы в ее наземных местах просачивания в северной части провинции (0,46). Соотношения V+Ni в нефти миоценовой системы, однако, аналогичны тем, что присутствуют с нефти меловой системы. В сырой нефти дельты обнаружено значительное количество олеанана. Этот компонент относится к покрытосеменным растениям, которые получили широкое распространение только в поздний мелово-третичный период. Хаак и другие используют модель древних пород северного бассейна Мексиканского залива, чтобы выдвинуть предположением о том, что нефть в возможных глубоководных нефтегазовых комплексах дельты р. Нигер может быть частично образована породами верхнемелового периода. Так как эта нефть находится в вероятных нефтегазовых комплексах, нет никаких доступных геотермических данных, чтобы проверить данную гипотезу.
Химическая характеристика материнской породы.
Бастин, во время детального изучения материнской породы, а именно в исследовании керна, отбираемого из стенок ствола скважины, и шлама в переходном участке формаций Абада и Аката и самом верхнем слое формации Аката, пришел к выводу, что в дельте не существует насыщенных материнских пород. Относительно нефтяного потенциала, Бастин утверждает, что низкое качество материнских пород компенсируется их огромным объемом, отличными путями миграции и дренированием пласта. Нефтяной потенциал еще более усиливается за счет проницаемого промежуточного песчаника и быстрой генерации углеводородов в результате высокой скорости седиментации. В его исследовании общее содержание органического углерода (ООУ) в песчанике, алевролите и сланце по существу совпадает (в среднем от 1,4 до 1,6 % ООУ). Эта доля, однако, меняется с возрастом пластов – тенденция к снижению доли с уменьшением возраста (средний показатель 2,2 % в поздний эоценовый период по сравнению с 0,9 % в пластах плиоценового периода). Икуизор и Окойе сообщают о наличии ООУ в размере от 0,4 до 14,4 % в наземных и морских паралических отложениях. Нвачукву и Чуквура сообщают о значении 5,2 % в паралических глинистых сланцах в западной части дельты. Более высокое содержание ООУ ограничено тонкими пластами и легко распознаются лишь в керне.
Органическое вещество состоит из смешанных микрокомпонентов угля (85-98% витринита с некоторым количеством липтинита и аморфного органического вещества). Нет никаких показателей присутствия водорослей, а процент содержания сланца в сере низок (0,02 – 0,1 %). Водородный показатель (ВП) тоже достаточно низок и обычно колеблется от 160 до 50 мг УВ/г ООУ. Икуизор и Докару считают, что средний показатель в исследовании Бастина (90 мг УВ/г ООУ) преуменьшает истинный потенциал материнской породы из-за влияния матрицы на цельнопородный пиролиз дельтовых пород. Удо и другие сообщают о том, что значение водородного показателя составляет 232, так как незрелый кероген обособлен от сланцев пластов Абада-Аката.
Наличие пристана и фитана в экстрактивных веществах варьируется от 2 до 4. Бастин обнаружил, что значения ВП и пристана/фитана изменяются в так же, как и содержание ООУ, в зависимости от стратиграфического положения (более низкие значения в более молодом пласте). Он приписывает эти стратиграфические тенденции в органической материи повышенному разжижению, так как увеличилась скорость седиментации, а также повышенным окислительным условиям осадконакопления.
Потенциал материнской породы.
Димэйзон и другие подсчитали средний потенциал материнской породы (SPI) дельты р. Нигер, который составил 14т УВ/м2. Учитывая тот факт, что дельта р. Нигер является вертикальной водосборной системой (небольшая область дренирования), значение SPI находится в верхней части среднего диапазона значений по всему миру. SPI рассчитывается следующим образом:
SPI (в метрических тоннах УВ/м2) = h(S1+S2) p/1000,
где h – толщина материнской породы в метрах, S1+S2 – средний генетический потенциал в килограммах УВ на метрическую тонну породы, и p – плотность породы в метрических тоннах на кубический метр. Если генетический потенциал составляет 7,5 кг/т, при условии, что плотность равна 2,26 г/см3, толщина материнской породы в приведенном выше уравнении равняется 825 м. Это гораздо больше, чем толщина в 100 – 300 м, рассчитанная с использованием уравнений материального баланса. Сто – триста метров зрелой материнской породы могли бы легко вместиться в нижней части формации Абада и в самой верхней части формации Аката.
Мы согласны с исследователями, которые считают, что обе формации являются материнскими породами для нефти в дельте р. Нигер. Эти два образования просто являются разными фациями внутри одной и той же системе осадконакопления, и, вероятно, содержат аналогичные органические вещества. Каждая формация в разной степени участвует в образовании углеводородов в зависимости от расположения внутри дельты и глубины залегания. Основываясь на предложенных путях миграции, составе нефти, а также ряде других факторов, мы склоны считать, что толщина материнской породы примерно 100-300 м, нежели 825 м. Толщина в 100-300 м, если такова является верной, значит, что значение SPI дельты р. Нигер, подсчитанное Димэйзоном, очень велико.
Коллекторная порода.
Нефть в дельте р. Нигер производится в песчанике и рыхлом песке преимущественно в формации Абада. Свойства коллекторов в формации Абада регулируются условиями осадконакопления и глубиной залегания. Известные коллекторные породы относятся к эоценовому и плиоценовому периодам и часто расположены друг над другом. Их толщина варьируется от 15 м до 45 м. Более толстые коллекторы, вероятно, представляют смешанные образования последовательных русел. На основе формы коллектора и его качестве Кульке описывает наиболее важные типы коллекторов как прирусловые бары ответвлений рек и береговые барьерные бары, пересеченные полными песка каналами. Эдвардс и Сантогросси описывают основные коллекторы дельты как миоценовые паларические песчаники с пористостью 40%, коэффициентом проницаемости 2 дарси и толщиной 100 м. Латеральная изменчивость в мощности пласта-коллектора интенсивно регулируется разломами; коллекторы уплотняются в сторону сброса внутри грабена (опущенного участка земной коры). Гранулометрический состав песчаника в пласте-коллекторе регулируется речными песчаниками, которые являются более крупными, чем те, что находятся в подводной части дельты, а прирусловые и барьерные бары склоны иметь самый лучший гранулометрический анализ. Большая часть этого песчаника является неуплотненной, некоторая его часть содержит микроэлемент глинисто-кремниевого цемента. Пористость медленно сокращается с уменьшением глубины из-за молодого возраста осадков и прохлады всего дельтового комплекса.
Во внешней части дельтового комплекса пески глубоководной долины, песчаные горизонты при низком уровне моря и приближенные турбидиты создают потенциальные коллекторы. Берк описывает три глубоководных конуса выброса, которые, вероятно, были активны на протяжении большей части истории дельты. Эти конусы выброса меньше, чем те, что связаны с другими крупными дельтами, потому что большая часть песка системы Нигер-Бенуэ находится в верхней части дельты и залегает вместе с ближайшими частями конусов, поскольку залегание последующих поясов движется к морю. Особенности распределения, толщины, глинистости и пористости/проницательности этих конусов выброса мало изучены.
Тектоно-стратиграфические компьютерные эксперименты показывают, что местный сброс вдоль окраины склона регулирует толщину и литофации потенциальных песков-коллекторов вниз по падению пласта. Смит-Роуч утверждает, что «если применить результаты экспериментов к другим территориям вдоль окраины шельфа, то можно обнаружить новые потенциальные коллекторы».
Ловушки и флюидоупоры.
Самые известные ловушки в дельте р. Нигер являются структурными, хотя стратиграфические ловушки также не являются редкостью. Структурные ловушки развились в течение осадочного нарушения залегания пачек пластов Абада. Как уже говорилось ранее, сложность их структуры увеличивается с севера (более ранние формы поясов залегания) на юг (более поздние пояса) из-за растущей нестабильности недостаточно уплотненного, находящегося под избыточным давлением сланца. Дуст и Оматсола описывают разнообразие структурных элементов удерживания нефти, в том числе те, которые связаны с простыми структурами смешивания, глинистыми каналами, структурами с несколькими конседиментационными разломами, структурами с антитетическим сбросом и рухнувшими верхними структурами.
На окраинах дельты стратиграфические ловушки, вероятно, так же важны, как и структурные. В этом районе полости песчаника находятся между диапировыми структурами. В сторону подножия дельты эта переслаивающаяся пачка песчаника и сланца постепенно превращается в песчаник.
Основной породой-флюидоупором в дельте является впластованный сланец внутри формации Абада. Сланец предусматривает три вида флюидоупоров: глинистые формирования вдоль разломов, впластованные участки уплотнения, радом с которыми находятся пески-коллекторы из-за сбросообразования, и вертикальные флюидоупоры. На окраине дельты главные эрозионные явления раннего и среднего миоценового периода сформировали каньоны, которые сейчас заполнены глиной. Эта глина образует верхние уплотнения для некоторых важных прибрежных месторождений... (продолжение следует)

Глава II. Оценка неразведанной нефти в Третичной нефтегазоносной системе (Аката/Абада), провинция дельты р. Нигер, Нигерия, Африка

Мы полагаем, что неоткрытые ресурсы Третичной нефтегазоносной системы (Аката/Абада) дельты р. Нигер составляют 40,5 млн. баррелей нефти и 133 трлн. кубических футов газа. Эти ресурсы находятся между двумя блоками оценки – дельтовая порода-коллектор Абада и турбидитовая порода-коллектор Аката.  Расчеты материального баланса установили, что необходимо примерно 100-300 м толщины материнской породы, чтобы в нефтегазоносной системе образовывались известные и неизвестные нефтяные ресурсы.

Введение
Третичная нефтегазоносная система Аката-Абада дельты р. Нигер была оценена в рамках Всемирного Энергетического Проекта Программы энергоресурсов Геологической службы США. Были рассмотрены объемы нефти, газа и сжиженного природного газа, которые можно добавить к запасам в течение ближайших 30 лет. Эти объемы либо находятся в неразведанных месторождениях, чьи объемы превышают предельное значение минимального объема месторождения (1 млн. баррелей н.э. в этой нефтегазоносной системе), либо проявляются в качестве прироста запасов уже открытых нефтяных и газовых месторождений (прирост запасов в результате доразведки).
Наш метод оценки количества неразведанных месторождений и их объемов восприимчив к однородности каждой совокупности, подвергающейся оценки. Таким образом, нефтегазоносная система дельты р. Нигер была разделена на два блока оценки – блок оценки дельтовой породы-коллектора Абада (далее именуемый блок Абада) и блок оценки турбидитовой породы-коллектора Аката (далее – блок Аката). Это деление сделано на основе того факта, что количество возможных месторождений и их распределение по объемам в формации Аката будет значительно различаться от тех, что находятся в формации Абада.

Блок оценки Абада
Границы блока Абада показаны на рис. 1. Они совпадают с границами провинции на севере, западе и востоке, а на юге представляют собой изобату в 200 метров. Площадь блока оценки составляет 103000 км2. Коллектором в этом блоке, главным образом, является паралический песчаник, который относится к самой дельте.
Мы рассчитали дебит нефти в дельте р. Нигер, предположив, что толщина осадконакопления составляет 3 км (большинство нефтяных резервуаров находятся между 1000 и 4000 м глубины, рис. 2, глава I). В открытых месторождениях объем осадка составляет примерно 300000 км3. На сегодняшний день известный объем извлекаемой нефти из нефтяных и газовых месторождениях насчитывает 34,5 млрд. баррелей. Исходя из наших расчетов, дебит нефти составляет 115000 баррелей/км3 осадка. Если учитывается 93,8 трлн. куб. футов газа, то дебит нефти увеличивается до 165000 баррелей н.э./км3. Эти дебиты в 2-3 раза превышают максимальный отбор нефти (53700 баррелей н.э./км3), установленный в 1975 г. для систем дельты. В последние два десятилетия отбор нефти из дельты р. Нигер резко увеличился по сравнению с данными Клемме. Это увеличение, вероятно, связано не только с открытиями новых месторождений, но и с приростом запасов месторождения.
Прирост запасов месторождения
Для оценки размеров и объемов неоткрытых месторождений используются данные оценки неразведанной нефти в формации Абада компании «Петроконсалтантс». По состоянию на 1995 г. в блоке Абада было установлено 481 нефтяное месторождение с объемом более 1 млн. баррелей нефти и 93 газовых месторождений с объемом более 6 млрд. куб. футов газа. В течение 30 лет было собрано большое количество данных объема месторождений для того, чтобы доказать, что со временем расчетные показатели извлекаемого количества нефти увеличиваются. Эти данные блока Абада представлены в таблице ниже.
«Увеличенные» данные 1995 года
Нефть в нефтяных месторождениях (млрд. баррелей) 43,9
Нефть в газовых месторождениях (млрд. баррелей) 0,43
Газ в газовых месторождениях (трлн. куб. футов) 42,0
Газ в нефтяных месторождениях (трлн. куб. футов) 75,0
Общий объем нефти (млрд. баррелей) 44,3
Общий объем газа (трлн. куб. футов) 117
Общий объем газоконденсатной жидкости (млрд. баррелей газоконденсатной жидкости) 3,4
Общий объем (млрд. баррелей н.э.) 66,3

Разведка неоткрытой нефти
Мы оценили степень изученности данного блока оценки, используя различные показатели, такие, как плотность поля и карты, графики полученных данных прошлых лет. В общей сложности, каждое из 574 месторождений (481 нефтяное месторождение и 93 газовых месторождений) имеет среднюю плотность через каждые 210 км2. Атанасси и Рут установили, что «текущий» рост очерченной перспективной площади в каждой разведочной скважине составляет 39км2 на скважину. Указанное значение представляет собой ту область, которую прибавляют к очерченной перспективной площади благодаря каждой пробуренной разведочной скважине. Несмотря на то, что соотношение площадь/скважина относительно небольшое, рост остается стабильным с конца 1960-х годов. Это указывает на то, что имело место постоянное возрастание перспективной площади за счет каждой пробуренной разведочной скважины. И хотя в будущем рост очерченной перспективной площади в разведочной скважине будет иногда снижаться, невозможно точно определить, когда это случиться.
Затем мы исследовали историю открытия бассейна (размер месторождения и объемы нефти). Анализ тенденций нефтепоисковых работ (рис. 2) показывает, что постоянный высокий показатель количества разведанных месторождений в расчете на единицу разведочных работ сохранился, однако нефтяные месторождения являются меньше по размеру (рис. 3 и 4). Это уменьшение отражено в общем снижении наклона кривой на рис. 3, а также путем сравнения первых открытых месторождений среднего объема (60 млн. баррелей) со вторыми (22 млн. баррелей) и третьими (23 млн. баррелей). Анализ показывает, что,  несмотря на то, что в настоящее время находят столько же месторождений, как и в прошлом, объемы находок были меньше, чем в последние 2/3 истории открытий месторождений.
Аналогичный анализ газовых месторождений (рис. 2,3 и 5) показывает, что разведка газовых месторождений менее развита, чем разведка нефтяных месторождений. Кривые, образованные путем построения кумулятивных нефтяных месторождений по отношению к общему количеству разведочных скважин новых месторождений, показывают, что количество нефтяных месторождений, найденных в 1995 г., не отличается от количества месторождений 1952 г. Кроме того, объем газовых месторождений систематически не уменьшается в зависимости от разведки: средний объем первичный открытых месторождений – 116 млрд. куб. футов газа, вторичных – 58 млрд. куб. футов газа и третичных – 119 млрд. куб. футов газа (рис. 5). Можно предположить, что в будущем открытия газовых месторождений станут более распространенными, особенно  развитием объектов инфраструктуры экспорта сжиженного природного газа.
В число будущих объектов разведки необнаруженной нефти на суше и в прибрежной зоне в пределах блока Абада включают:
1. Структурные ловушки, схожие с обнаруженными ловушками ранее,
2. Стратиграфические ловушки и
3. Поврежденные мелководные песчаники на краю склона.
Ожидается, что дальнейшая разведка традиционных структурных ловушек на суше и в прибрежной зоне откроет несколько новых месторождений, однако в будущем зрелый уровень разведки, возможно, будет означать меньше находок данного типа и с меньшим размером.
Предположения касательно оценки неразведанной нефти
Следующие четыре предположения были предложены относительно оценки неразведанной нефти в блоке Абада.
1. Основные направления конседиментационного разлома и тенденции структурных изменений внутри каждого пояса залежей распределены относительно равномерно по всему блоку оценки (рис. 10). Несмотря на то, что основной целью преимущественно являются крупные, легко определяемые структуры, в последнее время было найдено несколько структур, чьи поиски основывались на объеме месторождений (второе по объему нефтяное месторождение было обнаружено в 1990 г., а третье по объему газовое месторождение – в 1989 г.)
2. Неразведанные месторождения, вероятно, будут содержать больший процент (и количество) мелких месторождений, связанных со стратиграфическими ловушками, которые до недавнего времени являлись менее привлекательными объектами разведки.
3. Неразведанные месторождения будут иметь схожие характеристики относительно плотности API, содержания серы и глубины залегания продуктивного пласта. Однако соотношения газ/нефть в этих месторождениях будут больше, чем предполагалось, из-за плохого отслеживания данных газа до настоящего времени. Соотношение газоконденсат/газ в неразведанных нефтяных и газовых месторождениях, скорее всего, правильно представлено в имеющихся данных.
4. Развитость газоразведки ниже, чем нефтеразведки, так как в прошлом газ не являлся важным объектом разведки. Данное предположение подтверждается тем фактом, что в настоящий момент 75% газа, добываемого из нефтяных месторождений, сгорает.
Предположения относительно неразведанной нефти в блоке оценки Абада
Ниже следующее является входными данными нашей оценки неразведанных месторождений (см. приложение A):
Минимальное значение Среднее значение Максимальное значение
Количество нефтяных месторождений 200 580 1000
Объемы нефтяных месторождений (млн. баррелей нефти) 1 12 1500
Количество газовых месторождений 100 250 400
Объемы газовых месторождений (млрд. куб. футов газа) 6 60 7000
Предположения о количестве нефтяных месторождений и их объемов были получены следующим образом:
1. Минимальное количество месторождений предполагает, что стратиграфические ловушки внутри блока оценки не столь многочисленны, как мы ожидали, и минимальный объем месторождения составляет 1 млн. баррелей нефти.
2. Среднее количество месторождений отражает наше заключение о том, что было обнаружено меньше половины нефтяных месторождение (на основе анализа степени изученности месторождений), и их средний объем составляет примерно половину от объема вторичных и третичных открытых месторождений.
3. Максимальное количество месторождений предполагает, что стратиграфические ловушки значительно распространены, чем мы ожидали.
Предположения о количестве газовых месторождений и их объемов были получены следующим образом:
1. Минимальное количество месторождений предполагает, что стратиграфические ловушки внутри блока оценки не столь многочисленны, как ожидалось, и минимальный объем месторождения составляет 6 млрд. куб. футов газа.
2. Среднее количество месторождений отражает наше заключение о том, что была обнаружена 1/3 газовых месторождений, и их средний объем составляет примерно половину от объема третичных открытых месторождений.
3. Максимальное количество месторождений предполагает, что стратиграфические ловушки значительно распространены, чем мы ожидали, а максимальный объем допускает наличие нескольких крупных неразведанных газовых месторождений.
Результаты оценки блока Абада можно найти в приложении B и в таблице ниже.
Нефтяные месторождения Газовые месторождения
Средний объем нефти (млрд. баррелей нефти) 21,9 _
Средний объем газа (трлн. куб. футов газа) 40,1 45,1
Средний объем газоконденсатной жидкости (млрд. барр. газоконденсата) 1,3 2,7
Самое крупное месторождение (в среднем) 1,0 млрд. баррелей нефти 3,8 трлн. куб. футов газа

Блок оценки Аката
Блок Аката покрывает всю нефтегазоносную систему дельты р. Нигер и стратиграфически расположен ниже блока Абада, там, где находятся обе формации (рис. 1). Площадь блока оценки составляет 300000 км2, примерно столько же, сколько и дельтовый комплекс Миссисипи. Примерно 56000 км2 блока находятся на суше и 244000 км2 – под водой. Блок оценки Аката является гипотетическим и, как сообщается, не имеет месторождений.
Аналоги возможных месторождений
Значительные открытия в турбидитовых коллекторах в формации Аката имеют некий потенциал. Коллекторы, в частности, связаны с ближайшими турбидитовыми «куполами», песками мелководья и рукавообразными залежами. Морской сланец формации Аката служит в качестве материнской породы и непроницаемой породы. Разведка турбидитовых коллекторов в формации Аката будет проводиться в глубоководье прибрежной зоны (в настоящее время разрабатывают турбидитовые коллекторы в глубоких водах бассейна Кампуш, Бразилия, на глубине более 2000 м). Наземные коллекторы Акаты в глубоких стратиграфических разрезах, залегающие ниже текущей добычи, будут находиться на глубине от 2500 м на окраинах дельты до 5500 в центре комплекса дельты (см. рис. 8A в главе I).
В настоящее время в дельте р. Нигер существуют три крупные подводные системы конусов выноса, которые активны с эоцена. Мы предполагаем, что, в течение олигоцена и миоцена, эти конусы выноса были крупными, и, возможно, каждый конус схож с тем, что находился в бассейне Кампуш в течение олигоцена. Таким образом, русловые отложения плио-плейстоцена и слои песка олигоцена в бассейне Кампуш использовались в качестве аналога ряда месторождений в блоке оценки. Мы установили три «наиболее перспективных объекта» и предположили, что плотность оставшейся части блока оценки намного ниже.
Объемы нефтяных месторождений в коллекторах Кампуша считались менее полезными, чем их количество, так как материнские породы дельты р. Нигер и Кампуша сильно различаются (морская материнская порода в дельте р. Нигер по сравнению с озерной в бассейне Кампуш). Насыщенность возможных коллекторов, вероятно, отражает эту разницу. Таким образом, данные морских исследований северной части побережья Мексиканского залива использовались в качестве аналога для  среднего объема месторождений в блоке Аката.

Оценка неразведанной нефти блока оценки Аката
Ниже приводится таблица нашей оценки неразведанных месторождений (см. приложение A):
Минимальное значение Среднее значение Максимальное значение
Количество нефтяных месторождений 10 250 500
Объемы нефтяных месторождений (млн. баррелей нефти) 1 23 3000
Количество газовых месторождений 4 100 200
Объемы газовых месторождений (млрд. куб. футов газа) 6 60 3500
Предположения о количестве нефтяных и газовых месторождений и их объемов были получены следующим образом:
1. Минимальное количество месторождений предполагает, что коллекторы Кампуша являлись плохим аналогом, и минимальный объем нефти и газа для этой нефтегазоносной системы составляет 1 млн. баррелей нефти и 6 млрд. куб. футов газа.
2. Среднее количество месторождений отражает наше предположение о том, что бассейн Кампуш является допустимым аналогом турбидитовых комплексов, а средний объем отражает наше предположение о том, что данные морских исследований Мексиканского залива являются хорошим аналогом для объемов нефтяных и газовых месторождений.
3. Максимальное количество месторождений предполагает, что коллекторы и ловушки более многочисленны, чем мы ожидали, максимальный объем нефтяного месторождения предполагает, что бассейн Кампуш является не только для объемов нефтяных месторождений, но и для их количества, а максимальный объем газового месторождения допускает наличие нескольких газовых месторождений с объемом более 3 трлн. куб. футов газа.
Результаты оценки блока Аката можно найти в приложении B и в таблице ниже.
Нефтяные месторождения Газовые месторождения
Средний объем нефти (млрд. баррелей нефти) 18,6 _
Средний объем газа (трлн. куб. футов газа) 34,0 13,6
Общий объем (млрд. баррелей н.э.) 25,1 3,1
Самое крупное месторождение (в среднем) 1,6 млрд. баррелей нефти 1,5 трлн. куб. футов газа

Расчеты вещественного баланса нефти в блоке оценки Абада
Уравнения баланса масс, предоставленные Майклом Левоном, использовались для расчета приблизительной толщины материнской породы в дельте, которая нужна для определения количества извлекаемой нефти в блоке оценки Абада. Расчеты основаны на ряде предположений, которые подтверждаются данными, полученными из дельты р. Нигер, и другими исследованиями материнской породы. Несмотря на это, данные расчеты не следует рассматривать слишком строго, они представлены для проверки осуществимости наших предположений.
Предположения:
1. Зрелая материнская порода (активная чечевицеобразная залежь встречается на глубине более 3 км (R0 = 0.08%; рис. 18, глава I).
2. 25 % вытесненной нефти теряется в виде осадка в течение вторичной миграции (на основе исследования нефти, образованной в формации Олбэни Шейл).
3. Вес естественно вытесненной нефти в 5 раз меньше, чем в течение пиролиза «Рок-Эвал».
Измеренные и установленные параметры:
1. Среднее ООУ (общее содержание органического углерода) = 2,6 % масс.(3,0 % масс. согласно собственным данным Геологической службы США; 2,2 % масс. по сообщению Бастина; 2,3-2,5 % масс. по Удо и др.)
2. Средний водородный показатель = 180 мг УВ/г ООУ (181 согласно данным Геологической службы США; 90 по сообщению Бастина; 232 по Удо и др.)
3. Средняя плотность материнской породы = 2,26 (предполагается 5 % пористости).
4. Средняя плотность в градусах API = 35 (0,85 г/см3) (55% нефти дельты р. Нигер имеет плотность API, колеблющуюся от 300 до 400).
5. Удельная поверхность осадочных отложений в блоке оценки Абада на глубине более 3 км ≈ 100000 (рис. 8B, глава I).
6. Нефтяные ресурсы для блока оценки 1 (разведанные и неразведанные) = 106 млрд. баррелей н.э.
Расчеты:
1. Объем ресурса (разведанного и неразведанного) = 106 x 109 баррелей.
2. Объем нефти, потерянной в качестве осадка (25%) = 35 x 109 баррелей.
3. Объем вытесненной нефти = 141 x 109 баррелей.
4. Масса вытесненной нефти = (141 x 109 барр.) x (0.159 м3/барр.) = 2.24 x 1010м3 = 2.24 x 1010 м3 x (0.85 г/см3 x 106 см3/м3) = 1.91 x 1016 г.
5. Масса зрелого ООУ = 1.91 x 1016 г/(((165 мг/г ООУ)/5)/1000 мг/г) = 5.79 x 1017 г ООУ.
6. Масса зрелой материнской породы = (5.79 x 1017 г ООУ)/(0.026 г ООУ/г породы) = 2.23 x 1019 г породы.
7. Объем зрелой материнской породы = (2.23 x 1019 г породы)/((2.26 г/см3) x (106 см3/м3) = 9.85 x 1012 м3.
8. Толщина материнской породы = 9.85 x 1012 м3/(100,000 км2 x 106 м2/км2) = 99 м.
Если наши предположения допустимы, для учета нефтяных ресурсов в блоке оценки Абада необходимо 100 м зрелой материнской породы. Двумя предположениями с наибольшей неопределенностью являются процент потерянной нефти в виде осадка и количество УВ, вытесненных из породы. Цифры, используемые нами в расчетах, были получены благодаря экспериментальным работам на формации Нью Олбэни Шейл. Если предположить, что вместо 25% теряется в виде осадка 50 % нефти, то толщина сланца увеличивается до 148 м. Если предположить, что вместо 1/5 вытесненной нефти путем пиролиза «Рок-Эвал» было вытеснено количество УВ, равное 1/10, то толщина увеличится до 197 м. Если одновременно применить оба выше перечисленных изменения, то толщина увеличится до 296 м.
Наши расчеты показывают, что требуется от 100 до 300 м материнской породы, чтобы вычислить оцениваемые извлекаемые ресурсы блока оценки Абада. Указанные толщи могут находиться либо в формации Абада, либо в зрелой верхней части формации Аката.
Приложение A
Входные данные воспроизведения процесса разработки блока оценки коллектора Аката в Монте-Карло
Дата: 28 мая, 1998
Геологи оценки: Мишель Л. Таттл, Майкл Браунфилд, Рональд Шарпантьер
Регион (название, номер): Центральная и Западная Африка/Антарктика, Регион 7
Название провинции: дельта р. Нигер
Номер провинции: 7192
Вся нефтегазоносная система (название, номер): Кайнозойская дельта р. Нигер, 719201
Блок оценки (название, номер): Турбидитовые коллекторы Аката, 71920102
*Заметки геолога-оценщика
Характеристики блока оценки
Нефть или газ (< 20000 куб.футов газа/барр. нефти в целом): нефть
Каков минимальный объем месторождения? (наименьшее месторождение, которое можно добавить к имеющимся ресурсам в следующие 30 лет): __1___млн.барр.н.э.  разработ. (>1 млн.барр.н.э.)
Количество открытых месторождений, превышающих минимальный объем:  нефть: __x__      газ: _____
установленные (> 13 месторождений): ________
неразведанные области (1- 13месторождений): ________
гипотетические (нет месторождений): __x___
Средний объем (разработанный) открытых нефтяных месторождений (млн.барр.н.э.):
Первичные: ______   Вторичные: ______ Третичные: ________
Средний объем (разработанный) открытых газовых месторождений (млрд. куб.футов газа):
Первичные: ______   Вторичные: ______ Третичные: ________
Вероятности блока оценки:
Описание: Вероятность возникновения (0-1,0)
1. Насыщенность: приемлемая нефтенасыщенность неоткрытого месторождения > минимальный объем:
1,0
2. Породы: приемлемые коллекторы, ловушки и флюидоупоры неоткрытого месторождения > минимальный объем:
1,0
3. Датировка геологических событий: благоприятное время для неоткрытого месторождения > минимальный объем:
1,0
Геологическая вероятность блока оценки (продукт 1-3 пунктов):
1,0
4. Доступность: приемлемое местоположение для разведки неоткрытого месторождения > минимальный объем

1,0

Неоткрытые месторождения
Количество неоткрытых месторождений: сколько имеется неоткрытых месторождений >  минимальный объем? (неточность установленных, но неизвестных значений):
Нефтяные месторождения:
мин. кол. (> 0) __10__  сред. кол. __250__  макс. кол. __500__
Газовые месторождения:
мин. кол. (> 0) __4__  сред. кол. __100__  макс. кол. __200__
Объем неоткрытых месторождений: каков ожидаемый объем (разработанный) выше упомянутых месторождений? (вариации в объемах неоткрытых месторождений):
Нефть в нефтяных месторождениях (млн.барр. нефти):
мин. об. __1__         сред. об. __23__            макс. об. __3000__
Газ в газовых месторождениях (млрд.куб. футов газа):
мин. об. __6__         сред. об. __60__            макс. об. __3500__

Средние соотношения в неоткрытых месторождениях для оценки побочных продуктов
(неточность установленных, но неизвестных значений)
Нефтяные месторождения: Минимальное значение Среднее значение Максимальное значение
Соотношение газ/нефть (куб. фут газа/барр. нефти) 1000 2000 3000

Соотношение сжиженный природный газ/газ (барр. газоконденсата/млн. куб. футов газа)
20
40
45

Газовые месторождения:
Общий газожидкостный фактор (барр. газоконденсата/млн. куб. футов газа)
50
61
70

Некоторые вспомогательные данные неоткрытых месторождений
(вариации в свойствах неоткрытых месторождений)
Нефтяные месторождения: Минимальное значение Среднее значение Максимальное значение
Плотность API (в градусах) 20 45 60
Содержание серы в нефти (%) 0,07 0,15 0,60
Глубина бурения (м) 800 3000 6500
Глубина воды (м; при необходимости) 0 1000 4000

Газовые месторождения:
Содержание инертного газа (%)
низкое
Содержание CO2 (%) низкое
Содержание сероводорода (%) ниже нуля
Глубина бурения (м) 800 3500 6500
Глубина воды (м; при необходимости) 0 1000 4000


Распределение неразведанных ресурсов в блоке оценки относительно стран и других участков земли
(неточность установленных, но неизвестных значений)
1. Нигерия занимает 94 % территории всего блока оценки.
Нефть в нефтяных месторождениях: Минимальное значение Среднее значение Максимальное значение
Фактор насыщенности (безразмерный множитель) 1
Объем (%) в данном участке (% территории * фактор насыщенности) 94
Часть объема (%) в море (0 – 100%) 80

Газ в газовых месторождениях:
Фактор насыщенности (безразмерный множитель)
1
Объем (%) в данном участке (% территории * фактор насыщенности) 94
Часть объема (%) в море (0 – 100%) 80

2. Камерун занимает 2 % территории всего блока оценки.
Нефть в нефтяных месторождениях: Минимальное значение Среднее значение Максимальное значение
Фактор насыщенности (безразмерный множитель) 0,5
Объем (%) в данном участке (% территории * фактор насыщенности) 1
Часть объема (%) в море (0 – 100%) 70

Газ в газовых месторождениях:

Фактор насыщенности (безразмерный множитель)
0,5
Объем (%) в данном участке (% территории * фактор насыщенности) 1
Часть объема (%) в море (0 – 100%) 70

*Неточность в отношении данных средних значение будет рассчитана с помощью статистических методов.
3. Экваториальная Гвинея занимает 4 % территории всего блока оценки.
Нефть в нефтяных месторождениях: Минимальное значение Среднее значение Максимальное значение
Фактор насыщенности (безразмерный множитель) 0,8
Объем (%) в данном участке (% территории * фактор насыщенности) 3,2
Часть объема (%) в море (0 – 100%) 100

Газ в газовых месторождениях:
Фактор насыщенности (безразмерный множитель)
0,8
Объем (%) в данном участке (% территории * фактор насыщенности) 3,2
Часть объема (%) в море (0 – 100%) 100


Индекс цитирования

© 2015-2016 ООО"Издательский дом Интернаука". Адрес: 115191, г. Москва, ул. Рощинская 2-я, дом 4, оф. 503. Тел.: +7-495-066-21-42 e-mail: i.nauka@mail.ru

Назад к содержимому | Назад к главному меню