Основные промышленные запасы нефти и газа Алжирской Сахары сосредоточены в двух нефтегазоносных провинциях - Триасовой и Иллизи, где в настоящее время выявлено 40 нефтяных, 41 нефтегазовое и 36 газовых месторождений, в том числе 2 гигантских: нефтяное - Хасси Месауд и газоконденсатное - Хасси Рмель.

Триасовая провинция, получившая свое название по региональному распространению эвапоритовой толщи триаса, занимает северо-восточную часть Алжирской Сахары, охватывая северную оконечность гряды Иджерам - М'Заб, впадину Уэд Миа и северную часть Восточно-Алжирской синеклнзы. Промышленная нефтегазоносность провинции установлена главным образом в кембрийских, пермо-триасовых и триасовых отложениях. На единичных площадях встречены залежи в коллекторах ордовикского, силурийского и девонского возраста.

Кембрийский и триасовый резервуары в западной части Триасовой провинции гидродинамически связаны. Особенно тесная связь существовала в предаптское время, на завершающем этапе формирования всех залежей, расположенных к западу от гряды Амгид Эль Биод - Хасси Месауд [1]. В это время рассматриваемые резервуары представляли собой гигантскую антиклинальную ловушку, контур литологического экрана которой проходил через всю впадину Уэд Миа от юго-восточной границы месторождения Хасси Рмель до западного склона свода Месауд.

Нефтегазоносная провинция Иллизи расположена в южной части Восточно-Алжирской синеклизы, на моноклинальном погружении которой выделяются крупное полусводовое поднятие Тин Фуйе и структурный выступ Зарзаитин Альрар. Промышленная нефтегазоносность установлена в кембро-ордовик-силурийском, девонском и каменноугольном комплексах пород.

Имеющиеся данные анализов нефтей [6] наиболее крупных месторождений Алжирской Сахары показывают, что почти все нефти относятся к типу легких (0,79-0,83) и малосернистых (0,07-0,3 % ) с относительно низкими концентрациями смол (1,7-5%) и асфальтенов (0,05-0,8%). По составу бензинов рассматриваемые нефти метановые с содержанием алканов до 40- 77 %. Концентрация цикланов в них составляет 16-20%, аренов - 1,7-6,4 % (табл. 1). Таким образом, изученные нефти Алжирской Сахары можно отнести к метановому типу А₁ [7].

Вместе с тем в индивидуальном составе УВ нефтей палеозойского и мезозойского комплексов провинций Триасовой и Иллизи прослеживаются и различия. Один из основных вопросов проведенных исследований - изучение факторов, способствующих вторичным или генетическим изменениям нефтей.

Как известно, наиболее ощутимые факторы изменения нефтей и ОВ - процессы гипергенеза и катагенеза [3-5, 8]. Первые связаны главным образом с гидрохимией и гидродинамикой пластовых вод, а также со вторичными процессами выветривания и испарения нефтей. Катагенез нефтей определяется в основном температурными условиями пород.

На большей части территории Алжирской Сахары кембро-ордовик-силурийский, девонский и пермо-триасовый водонапорные комплексы содержат хлоркальциевые воды высокой минерализации, часто превышающей 300 г/л. Преимущественно застойный режим этих вод свидетельствует о достаточно хорошей изолированности нефтяных залежей от воздействия гипергенных факторов.

Инфильтрационный режим вод гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 1-5 г/л и небольшим содержанием сульфатов зафиксирован в горизонте F₆ девонского комплекса пород в западной части нефтегазоносной провинции Иллизи. В остальных горизонтах девонского комплекса, в кембро-ордовик-силурийском и каменноугольном водонапорных комплексах преобладают хлоркальциевые воды высокой минерализации. При этом следует отметить, что провинция Иллизи представляет собой область аккумуляции газонасыщенной нефти и газов, и лишь в горизонте F₆ встречены залежи нефти, недонасыщенной газом (Тин Фуйе, Тин Фуйе Табанкорт, Хасси Мазула, Иссауан и др.). Указанная особенность фазового состояния углеводородных залежей данного горизонта, по-видимому, связана с началом их гипергенного разрушения благодаря глубокому проникновению пресных инфильтрационных вод.

Данные по палеотемпературным условиям недр Алжирской Сахары отсутствуют, но современный геотермический режим изучен достаточно хорошо. На базе замеров пластовых температур при опробовании более 250 скважин, равномерно распределенных по рассматриваемой территории, были построены геотермические карты-срезы для уровня 1500 м (рис. 1) и 3000 м. В результате установлено, что пластовые температуры на уровне 1500 м в провинции Иллизи на 20-30 °С выше, чем в Триасовой. Кроме того, Триасовая провинция характеризуется сравнительно однородным геотермическим режимом, а в Иллизи отмечается более интенсивное прогревание пород структурного выступа Зарзаитин Альрар и южной ее части.

На примере многих нефтегазоносных областей СССР установлено, что повышение пластовых современных и палеотемператур сопровождается заметными изменениями в индивидуальном составе УВ бензиновых фракций нефти [Чахмахчев В. А., Виноградова Т. А., 1972 г.]. В частности, это прослеживается по возрастанию ряда изомерных соотношений алканов и цикланов (н-алка-ны/изоалканы, циклогексаны/цикло-пентаны и т. д.). Из всех показателей УВ распределение шести- и пятичленных нафтенов, как оказалось, служит наиболее чувствительным и устойчивым индикатором возрастания пластовых температур и термометаморфизма нефтей [9]. Однако результаты анализа индивидуального состава УВ бензинов нефтей Триасовой провинции не выявили связи между так называемым “нафтеновым показателем” (ЦГ/ЦП) метаморфизма нефтей и пластовыми температурами. В нефтях кембрийского резервуара этот показатель существенно и направленно не изменяется, составляя в среднем 1,3 (при экстремальных значениях 1,2 и 1,4), что связано с незначительным различием пластовых температур в залежах, не превышающим 10 °С (см. табл. 1). Еще менее ощутимы различия в соотношении н-алканы/ /изоалканы, которое колеблется в пределах 1,3-1,4.

Нефти триасового резервуара, где пластовая температура на 30- 35 °С ниже, по рассмотренным показателям значительно отличаются от кембрийских. При этом, соотношение н-алканы/изоалканы снижается до 0,7 в соответствии с уменьшением пластовых температур, а наиболее чувствительный нафтеновый показатель, вопреки всему, возрастает до 3, что, вероятнее всего, связано с генетическим различием анализируемых групп нефтей. Это различие подтверждает и ряд других свойств. Так, величина отношения ЦГ/ЦП по фракциям С₆, С₇, С₈ резко отличается в кембрийских и триасовых нефтях (рис. 2). Значительная разница в углеводородном составе бензиновых фракций отмечается по отношению толуола к бензолу. Нефти триасового резервуара характеризуются небольшим преобладанием толуола над бензолом (1,1-1,4). В бензинах кембрийских нефтей величина данного отношения колеблется от 1,2 до 6 (мода - 4).

Определенные различия проявляются также и в сравнительной концентрации в бензинах гемзамещенных УВ. По Ал.А. Петрову [7], устойчивые соединения с геминальными цепями, содержащие четвертичный атом углерода в молекуле, могут представлять фрагменты реликтовых соединений, обнаруживаемых в нефтях. В бензиновых фракциях триасовых нефтей содержание последних (% на сумму изоалканов) равно 12-13, тогда как в палеозойских нефтях не более 8-9.

Отличаются рассматриваемые нефти и по распределению в них V, Ni, Fe. Установлено, что отношение V/Ni в триасовых нефтях изменяется от 0,4 до 0,7, достигая в единичном случае 3,1, а в палеозойских величина данного отношения не превышает 0,4. Показатель отношения Ni/Fe для нефтей триасового резервуара более 6 в палеозойских нефтях он колеблется от 0,2 до 3.

Таким образом, исходя из установленных признаков типов нефтей по углеводородному составу бензиновых фракций, в Триасовой провинции выделяются два генетических типа нефтей - мезозойский и палеозойский. Поскольку отмеченные выше различия в составе нефтей не связаны ни с гипергенным, ни с катагенным преобразованием, следует предположить существование самостоятельного очага генерации АВ в подсолевых отложениях триаса. Нефтегазоматеринский потенциал последних не изучался. Судя по литолого-фациальному составу пород, в западной половине Триасовой провинции, он невысок, так как здесь триасовые отложения представлены терригенной красноцветной толщей континентального происхождения. Выявленная на западе провинции гигантская газоконденсатная залежь Хасси Рмель в триасовом резервуаре, как было показано ранее [1], генетически связана с палеозойским комплексом пород.

К востоку от гряды Амгид Эль Биод-Хасси Месауд в пределах Восточно-Алжирской синеклизы происходит фациальное замещение красноцветов лагунно-континентальными образованиями, по-видимому, обладающими достаточно хорошими нефтематеринскими свойствами [2]. В связи с этим установление самостоятельного генетического типа нефтей в триасовых образованиях значительно повышает перспективы нефтегазоносности рассматриваемого комплекса в восточной части Триасовой провинции.

Исследованиями последних лет было определено, что в нефтях состав УВ легких бензиновых фракций (н. к. 130°С) может указывать на термометаморфические эволюционные стадии превращения РОВ. В частности, установлена генетическая связь сравнительно высоких концентраций отдельных углеводородных соединений (бензол, толуол, циклогексан, метилциклогексан и т. д.) с газовыми конденсатами без нефтяных оторочек и сильнотермометаморфизованными нефтями. В нефтях, образовавшихся в зоне слабого мезокатагенеза содержание указанных УВ относительно низкое [9]. Руководствуясь установленными связями углеводородного состава легких фракций нефтей с катагенетическими факторами их возникновения, следует предположить, что нефти палеозоя Триасовой провинции в генетическом плане соответствуют начальным стадиям мезокатагенеза (МК1-МК2) (табл.2).

В более жестких термобарических условиях зон сильного мезокатагенеза следует ожидать обнаружение залежей легких парафинистых нефтей с газоконденсатными шапками. По особенностям углеводородного состава они должны соответствовать более превращенному или переходному к чистым газоконденсатам типу нефтей со следующими показателями: арены/алканы 0,1-0,6; цикла-ны/алканы 0,3-0,9; ЦГ/ЦП 1,7- 2,3; н-алканы/изоалканы 0,6-1,1; бензол/н-С6 0,2-1,1; толуол/н-С7 0,2-1,4; ЦГ/н-С6 0,8-1,2; МЦГ/н-С7 0,8-1,2; ЦГ/МЦП 1,2-1,9.

В связи с неглубоким залеганием продуктивных горизонтов в нефтегазоносной провинции Иллизи палеозойские нефти находятся в более низких температурных условиях, чем в Триасовой. В целом по составу УВ эти нефти близки к кембрийским нефтям Триасовой провинции (см. рис. 2), отличаясь от последних несколько повышенными плотностями и немного большим содержанием серы и асфальтенов.

В попутных газах нефтей Иллизи отмечается возрастание доли УВ C₁-С₄ по мере увеличения пластовых температур в резервуарах и глубины их залегания (табл. 3).

Слабо выраженная зависимость наблюдается в изменении углеводородного состава бензиновых фракции от температурных условии в залежах. Наиболее контрастно это фиксируется по распределению шести- и пятичленных нафтенов во фракции С₈. Соблюдается она и во фракции С₇ (за исключением силурийской нефти Тин Фуйе), но практически отсутствует во фракции С₆.

Величина соотношения н-алканы/изоалканы не зависит от пластовых температур.

Отмеченные особенности углеводородного состава палеозойских нефтей провинции Иллизи, по-видимому, связаны с поздним формированием залежей УВ и незавершенностью процессов адаптации нефтей к температурному режиму зон нефтегазонакопления.

По данным палеотектонических и геохимических исследований, процессы региональной миграции УВ из впадины Радамес в нефтегазоносную провинцию Иллизи получили наибольшее развитие на границе мезозойской и кайнозойской эпох. В это же время происходило формирование большинства антиклинальных ловушек, которые на протяжении кайнозойского периода заполнялись нефтью и газом.

О позднем формировании залежей свидетельствует и практически неизменный состав УВ нефтей в резервуаре F₆, где залежи нефти контактируют с пресными инфильтрационными водами.

В целом рассмотренные особенности химического состава нефтей Алжирской Сахары и условия их нахождения в природных резервуарах позволили сделать следующие выводы.

1. Изученные нефти Алжирской Сахары относятся к единому химическому типу A₁ (по Ал.А. Петрову), характеризующемуся низкими плотностью, смолистостью и высокими концентрациями парафиновых УВ преимущественно нормального строения.

2. По ряду геохимических признаков нефти Триасовой провинции отнесены к двум генетическим типам - палеозойскому и мезозойскому.

3. Выделение нефтей мезозойского типа свидетельствует об их сингенетичности породам триасового возраста в восточной части Триасовой провинции и расширяет перспективы поисков залежей УВ в этом комплексе отложений.

4. Нефти Триасовой провинции по углеводородному составу бензиновой фракции относятся к зоне начального мезокатагенеза (MK₁- МК₂) РОВ. Специфика химического состава нефтей позволяет прогнозировать обнаружение в глубокопогруженных кембрийских резервуарах скоплений не только легких парафинистых нефтей, но и газоконденсатов.

5. Геохимические свойства палеозойских нефтей провинции Иллизи, гидрогеологические условия природных резервуаров и история палеотектонического развития региона свидетельствуют о сравнительно позднегеологическом времени формирования здесь залежей нефти.

1. Аксенов А.Д., Размышляев А.А., Трачук В.Г. Условия формирования месторождений-гигантов. - Геология нефти и газа. 1979. № 6. с. 50-55.
2. Алексин А.Г., Шарданов А.Н., Эших X. Размещение и условия формирования залежей нефти и газа в Алжирской Сахаре. - Геология нефти и газа. 1972, № 11. с. 71-75.
3. Вассоевич Н.Б., Амосов Г.А. Изменение нефтей в земной коре. Л. Гостоптехиздат, 1953.
4. Вассоевич Н.Б. Вопросы образования нефти. - Труды ВНИИГРИ. Л., 1953, вып. 128. с. 216-217.
5. Добрянский А.Ф. Химия нефти. Л. Гостоптехиздат. 19б1.
6. Нефти и газы месторождений зарубежных стран. Справочник / Под ред. И.В. Высоцкого и А.Н. Гусевой, М., Недра.1977.
7. Петров А.А. Химия алканов. М. Наука, 1974.
8. Успенский В.А., Радченко О.А. Основы генетической классификации битумов. - Труды ВНИГРИ, 1964.
9. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л. Качественный прогноз нефтегазоносности по составу легких углеводородов. - Геология нефти и газа, 1979, № 10, с. 18-26.

Таблица 3

Провинции: а. в - Триасовая, б, г - Иллизи; месторождения: 1 - Гасси Туиль (триас). 2 - Хасси Шерги (триас), 3 - Рурд Эль Багель (кембрий), 4 - Хасси Месауд (кембрий). 5 - Эль Агреб (кембрий), 6-Зотти (кембрий), 7 -Зарзаитин (девон), 8 - Оханет (девон), S -Тин Фуйе (девон), 10 - Тин Фуйе (силур), 11 - Зарзаитин (карбон). Цифры в кружках - среднее значение соотношений

1 - геоизотермы (°С); 2 - границы крупных геотектонических элементов; 3 - выходы кристаллического фундамента; 4 - месторождения нефти и газа (цифры в кружках): 1 - Хасси Рмель, 2 - Хасси Месауд, 3 -Эль Агреб, 4-Зотти, 5 - Эль Гасси, 6 - Рурд Эль Багель, 7 - Гасси Туиль, 8 - Хасси Шерги, 9 - Тин фуйе, 10 - Оханет, 11 - Зарзаитин