ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ БУРЕНИЯ ПОИСКОВЫХ СКВАЖИН SP-2 (1300м) И C-3 (5000м)

НА ТЕРРИТОРИИ РЕСПУБЛИКИ МАВРИТАНИЯ

( поисковый блок 11 )

1. ОБЩИЕ ДАННЫЕ О РЕГИОНЕ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

Планируемые бурением скважины располагаются в Исламской Республике Мавритания, расположенной на побережье Атлантического океана между странами Магриба (Арабского запада – Марокко, Алжир ) и государствами Западной Африки ( Сенегал, Мали ).

Территория страны составляет 1 025 520 км², она протягивается с севера на юг почти на 1500 км и с запада на восток – боле чем на 1000 км.

В административном отношении страна подразделяется на 12 районов и 1 столичный округ. Столица и главный морской порт – г. Нуакшот (550 тыс. жителей). Второй портовый город – Нуадибу (70 тыс. жителей). Другие наиболее крупные города – Зуэраш, Каэди, Атар, Россо и Богэ. Численность населения страны составляет 2,274 млн. человек (по состоянию на 1995 г.).

Климат страны пустынный, сухой и жаркий, за исключением прибрежной зоны и крайней южной полосы в долине р. Сенегал.

Количество годовых осадков колеблется от 100 мм на севере страны до 1000 мм в районе р. Сенегал.

Главные морские порты, расположенные в гг. Нуакшот и Нуадибу, обеспечивают практически весь грузооборот страны (около 13 млн. тонн в год).

Главной водной артерией страны является судоходная река Сенегал, протекающая на юге страны. Однако, уровень воды и русло реки непостоянны, что вызывает трудности для навигации.

Протяженность автодорог превышает 9 тыс. км, в том числе около 4,7 тыс. км пригодны для круглогодичной транспортировки. Из них около 2 тыс. км имеют асфальтовое покрытие.

Единственная в стране железная дорога соединяет железнорудные карьеры района Зуэраш с портом Нуадибу (652 км).

2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ,

ТЕКТОНИКА, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РЕГИОНА

ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

Изучение берегового бассейна Мавритании с целью открытия углеводородного потенциала началось в 60-х годах прошлого века. Многие известные компании, такие как AMOCO, TEXACO и BEICIP, участвовали в этом процессе, однако их усилия были в основном сосредоточены на поисках в шельфовой зоне. По итогам предыдущих работ шельфовая зона охарактеризована данными аэрогеофизической съемки, результатами сейсморазведки 2D и данными бурения около двух десятков поисково-разведочных скважин ( «Схема геолого-геофизической изученности» ). В непосредственной близости от Блока 11 на западе в шельфовой зоне проведены сейсморазведочные работы компаниями AMOCO, 1968 г, и CGG, 1982 г. Сухопутные сейсморазведочные работы проведены лишь с южной стороны Блока 11 компанией OXOCO в 1984 г. Береговая зона, включающая Блок 11, лицензией на поисково-разведочные работы на которых обладает компания IPG SA, была охарактеризована лишь аэромагнитной и гравиметрической съемками. В настоящее время, благодаря усилиям компании IPG SA, получена прямая информация о геологическом строении Блокf 11, включающая результаты детальной аэромагнитной съемки, сейсморазведки 2D, данные бурения глубокой скважины TANIT-1 и недавно пробуренных структурно-параметрических скважин SP-1, SP-6 и SP-9.

Рассматриваемая территория расположена в северной части Мавританско-Сенегальского берегового осадочного бассейна, открытого в западном направлении в сторону Атлантического океана, и имеющего четкие границы на востоке, севере и юге, с выходами на поверхность пород и осадочного чехла, и кристаллического фундамента. В геологическом строении данного региона принимают участие породы архейско-протерозойского фундамента и осадочного чехла в объеме палеозойских, мезозойских и кайнозойских отложений ( «Обобщенный литолого-стратиграфический разрез» ). Данные о положении стратиграфических границ по скважинам, пробуренным IPG SA, приведены в таблице «Отметки основных стратиграфических горизонтов по скважинам Блока 11».

Схема геолого-геофизической изученности

Обобщенный литолого-стратиграфический разрез

Отметки основных стратиграфических горизонтов по скважинам Блока 11

Скважина	Горизонт	Глубина, м	Абсолютная отметка, м
SP-1	P3 ( кровля 2-й карб-й пачки олигоцена, сейсм-й ОГ II )	259.6	-249.6
	P3-2 ( кровля карбонатов эоцена, сейсм-й ОГ III )	409.14	-399.14
	P2 ( внутри отложений палеоцена ? )	465.26	-455.26
	P2-1 ( внутри отложений палеоцена ? )	474.39	-464.39
	KV ( кровля отложений мела ? )	544.86	-534.86
	PZ ( кровля отложений палеозоя, сейсм-й ОГ Pz )	557.01	-547.01
SP-6	P3	122.9	-79.1
	P3-2	253.82	-210.02
	KV	307.96	-264.16
	PZ	323.65	-279.85
SP-9	P3	301.07	-291.07
	P3-2	570.4	-560.4
	P2	660.14	-650.14
	P2-1	678.43	-668.43
	KV	1061.79	-1051.79
	PZ ( ? )	1064.93	-1054.93
TANIT-1	N1 ( отложения неогена ?)	386.08	-378.75
	P3	522.84	-515.51
	P3-2	842.48	-835.15
	P2	987.15	-979.82
	P2-1	1062.28	-1054.95
	P1 ( кровля отложений палеоцена ? )	1376.29	-1368.96
	K2 ( внутри отложений мела ? )	1595.17	-1587.84
	K1 ( внутри отложений мела ? )	2906.86	-2899.53

Архейско-протерозойские отложения (AR-Pr).

Породы докембрийского фундамента выходят на поверхность северо-восточнее рассматриваемой территории на возвышенности Регуйбат ( 500-600 км от Блока 11 ). Согласно литологическому описанию обнажений, породы фундамента представлены метаморфическими ( филлиты, гнейсы, мигматиты ) и вулканическими породами, иногда встречаются также железистые кварциты. В районе поисковых работ породы докембрийского возрасты вскрыты скважинами Idini, El-Adress и Aleg, расположенными на юге и юго-востоке Блока 11, на глубинах соответственно 481 м, 170 м , 105 м. В глубоких скважинах на шельфе, а также в TANIT-1, породы фундамента не вскрыты до глубины 4 300 м.

Палеозойские отложения (PZ).

Выходы на поверхность палеозойских отложений зафиксированы по всему периметру суши Мавританско-Сенегальского берегового бассейна. На востоке от изучаемой территории в горах Мавританидах ( 50-100 км от Блока 11), на юге в бассейне Бова (Гвинея-Биссау) и на севере в бассейнах Айун-Тарфая и Тиндуф Западной Сахары.

Силурийские (S) отложения описаны в бассейне Бова ( Сенегал ), это глинистые сланцы с высоким содержанием органики, являющиеся наиболее вероятными материнскими породами для всех залежей углеводородов этого берегового бассейна.

Девонские (D) отложения описаны на севере, в Западной Сахаре; представлены песчаниками и глинами, и на юге, в Сенегале, где встречены девонские пески кварцевого состава, обладающего высокими коллекторскими свойствами.

Каменноугольные (C) отложения, представленные аркозовыми песчаниками, встречены в горах Мавританидах, а в нижних горизонтах скважины TANIT-1 встречены песчаники такого же состава, но переотложенные в более позднее меловое время.

Пермские (P) отложения отдельно не описаны, они объединены с вышележащими горизонтами в один пермо-триасово-нижнеюрский комплекс в соответствии с тектоническим развитием данного региона, литологически представлены терригенными и эвапоритовыми породами.

Мезозойские отложения (MZ). Подразделяются на два комплекса: син-рифтовый и пост-рифтовый:

Триасовые (T) и нижнеюрские (J1) отложения входят в состав син-рифтового верхнепалеозойско-нижнемезозойского терригенно-эвапоритового комплекса, образовавшегося сингенетично с развитием пермо-триасового рифта и раскрытием Северо-Атлантического океана. К этому комплексу принадлежат солевые отложения, над куполами которых открыты нефтяные месторождения на шельфе Мавритании. Вышележащий комплекс мезозойских отложений образовался в морских и прибрежно-морских условиях.

Верхне-среднеюрские (J2-3) и нижнемеловые (K1) отложения весьма разнообразны по литологическому составу. Они могут быть представлены карбонатными породами, образовавшимися в условиях неглубокого шельфа ( вскрыты скважиной Loup de Mer-1 ), или терригенными породами, преимущественно песчаниками, образованными в прибрежных континентальных условиях, как в скважине TANIT-1. Кроме того, в глубоководных скважинах шельфа, AK-1A и RB-1, нижнемеловые отложения представлены турбидитами глинисто-алевролитового состава.

Верхнемеловые отложения (K2) образовались в период обширокой трансгрессии моря и представлены в основном глубоководными глинами. Глубоководные глины вскрыты скважинами V1, OCT-1B и MTO-2, их мощность достигает 150 м, имеют среднее и высокое содержание органики, и являются вторыми по значимости материнскими породами данного региона, после силурийских сланцев.

Кайнозойские отложения (KZ). Палеогеновые отложения (P) завершают цикл трансгрессии-регрессии моря, начавшийся в верхнемеловое время. Литологически представлены чередованием глин и известняков, в верхней части песчаниками континентального генезиса, частично размытыми во время раннего миоцена. Неогеновые отложения (N) образовались в морских и прибрежно-морских условиях, представлены переслаиванием глин и песков разной мощности с отдельными маломощными прослоями мергелей и известняков, залегают на верхнемеловых и палеогеновых отложениях с явно выраженным несогласием.

Рассматриваемый район тектонически расположен в пассивной части окраинной рифтовой зоны. Поэтому в тектоническом развитии данного региона выделяются следующие три основные фазы: пре-рифтовая, син-рифтовая и пост-рифтовая. Пре-рифтовый комплекс пород осадочного чехла, ранне- и средне-палеозойского возраста, существенно осложнен складками и нарушениями во время герцинского орогенеза, приведшему к образованию горного массива Мавританиды на востоке бассейна. Во время собственно рифтовой (син-рифтовой) фазы развития территории, в позднее-палеозойское – ранне-мезозойское время, произошло отложение терригенно-эвапоритового комплекса пород. Соляные отложения этого комплекса явились причиной диапиризма и появлению соляно-купольной тектоники в вышележащих горизонтах. Подвижки фундамента при образовании и раскрытии рифта привели к появлению разрывных нарушений в осадочном чехле шельфовой зоны вплоть до отложений неогенового возраста. В заключительной пост-рифтовой фазе развития данного региона, продолжающейся по сей день, тектонические процессы связаны в первую очередь с явлением соляного диапиризма, но не исключается также возможность роста разрывных нарушений от син-рифтовой фазы до отложений неогена. Кроме того, на границе мелководного и глубоководного шельфа возможны явления подводных оползней и турбидитовых потоков.
Промышленная нефтегазоносность данного региона доказана открытием нефтяных месторождений Чингуэтти и Банда, газонефтяного месторождения Тиоф а также газового Пеликан на шельфе Мавритании напротив Блоков 10 и 11. В южной части рассматриваемого бассейна, на территории Сенегала, на суше открыты газовое месторождение Гадияджа и газонефтяное месторождение Диам Ньядио, а также два нефтяных месторождения на шельфе – Дом Флор и Дом Джи.

Продуктивными отложениями являются несколько горизонтов. Наиболее высокозалегающие - это миоценовые пески неогена на месторождениях Чингуэтти, Тиоф и Банда, обладающие очень высокими коллекторскими свойствами и эксплуатационными характеристиками. Дебиты углеводородов достигают 1800 м³/сут нефти.

На месторождении Пеликан продуктивными являются песчаники позднемелового или раннепалеогенового возраста, о величине дебитов информации, к сожалению, нет. Верхнемеловые отложения продуктивны также в Сенегале на месторождениях Гадияджа, где дебит по газу достигает 283 тыс. м³/сут, и Диам Ньядио, где приток составил 56 м³/сут. нефти и 57 тыс. м³/сут газа совместно.

На шельфовых месторождениях Сенегала Дом Флор и Дом Джи залежи тяжелой нефти обнаружены в карбонатных отложениях палеогена и залежи легкой нефти в верхнемеловых терригенных отложениях.

Кроме открытых месторождений углеводородов, известно много нефте- и газопроявлений при бурении, а также следы углеводородов в буровом шламе. Например, в скважине AK-1, пробуренной в 1969 г., яркие нефтепроявления отмечены в нижнем эоцене, газопоказания в олигоцене и нижнем миоцене, многократные нефте- и газопроявления отмечены во всем вскрытом интервале мезозойских отложений. В скважине V-1 (1974) суммарные газопоказания в интервале эоцена и палеоцена достигают 10-20 %. В скважине OCT-2 (1972) при бурении меловых отложений зарегистрированы высокие газопоказания и отмечено люминесцентное свечение шлама. Кроме того, в керне из двух интервалов неокомских отложений отмечены следы нефти и газа, однако при испытании данного интервала получен приток соленой воды (85000 ppm по NaCl). В скважине MTO-1 (1970) нефте- и газопроявления отмечены в верхнем палеоцене, и газопроявления встречены в тонких пропластках миоцена. Скважина MTO-2 (1970) характеризуется следами углеводородного газа в мезозойских отложениях и верхнем палеоцене. В скважине LDM-1 (1991) отмечались незначительные газопоказания в палеогеновых отложениях, и также незначительные газо- и нефтепоказания в породах мелового возраста. Редкие следы углеводородов отмечены также в скважине Autruche-1 (1989) в нижнемеловых горизонтах. На территории Сенегала, в единственной скважине на суше, по которой имеются данные, в TB-1 (1961) газопроявления отмечены в песках нижнего мела.

3. 
   ЦЕЛИ ПРОЕКТИРУЕМОГО ПОИСКОВОГО БУРЕНИЯ
   

Исследование глубокозалегающих отложений мезозойского и палеозойского чехлов Мавританско-Сенегальского берегового бассейна с последующим определением перспектив их нефтегазоносности.

4. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

	Наименование	Значение
№	1	2
1	Номер блока	11
2	Скважина	№1 (SP2), №2 (С3)
3	Цель бурения и назначение скважины	поисковое
4	Проектный горизонт	Неокомский ярус
5	Проектная глубина, м	Скважина №1 – SP2 – 1300 м Скважина №2 – C3 - 5000 м
6	Число объектов испытания
7	в открытом стволе пластоиспытателем	Да, возможно, в случае обнаружения признаков нефти
	в эксплуатационной колонне	Да, в случае обнаружения признаков нефти.
7	Вид скважины	вертикальная
8	Отбор керна	Скважина №1 – SP2 – 1300 м 22 м (бурголовка 215,9мм) керн изолированный Скважина №2 – C3 - 5000 м 110 м (бурголовка 215,9мм) керн изолированный
9	Система очистки бурового раствора	Четырехступенчатая
10	Способ бурения	Турбинно-роторный
11	Вид монтажа	Первичный
12	Тип буровой установки	Грузоподъемность не менее 300 тонн
13	Наличие верхнего привода	Да
14	Энергообеспечение	Дизель-электростанция в составе БУ
15	Водоснабжение	Артезианская скважина с соленой водой плотностью до 1,16 г/см3. Подрядчику по растворам провести тестирование воды, с целью определения возможности ее использования для приготовления бурового раствора. В случае работы на пресной воде, предусмотреть завоз воды для технических и бытовых нужд автотранспортом.
16	Подготовка кустового основания и шламового амбара	В зависимости от типа буровой установки. В случае расположения площадки на топях (сепха) предусмотреть бетонирование фундамента под буровую установку.
17	Автодороги	Круглогодичный проезд от г. Нуакшот до скважины №1 и №2.
18	Геолого-технические исследования (ГТИ), газовый каротаж.	ГТИ по всему стволу скважины. Предусмотреть газовый каротаж в интервалах, согласованных с геологической службой Заказчика
19	Обсадная колонна	Обсадная колонна предоставляется Подрядчиком
20	Подготовка программы на бурение	До начала работ подрядчик по бурению должен подготовить и согласовать с Заказчиком программу на бурение скважины
21	Схема строительства скважины	«Под ключ»
22	Последовательность строительства	Первой бурится скважина глубиной 1300м, затем скважина глубиной 5000м.