Нефтегазоносный бассейн (НГБ) Иллизи расположен на территории Африканского континента в восточной части Алжирской Сахары. Административно приурочен к юго-востоку Алжира и крайнему западу Ливии.

В тектоническом отношении НГБ представляет собой одноименную структурную террасу, которая с юга ограничена массивом Хоггар (Hoggar Massif), с запада — выступом Амгид (Amguid ridge), который разделяет бассейн от НГБ Муйдир (Mouydir basin), а с востока границей НГБ Иллизи является гряда Тихембока (Tihemboka Arch). На севере бассейн граничит с НГБ Беркине (Berkine basin) (рис. 1) [3]. Территория бассейна Иллизи, в свою очередь, разделяется на ряд более мелких депрессий и впадин, простирающихся в меридиональном направлении [1].

В строении НГБ Иллизи выделяются протерозойский кристаллический фундамент и осадочный чехол. Мощность осадочного чехла достигает более 3 км, увеличивается с юга к северу и западу. Стратиграфически осадочный чехол представлен породами палеозойских, мезозойских и кайнозойских отложений. В разрезе фиксируются поверхности стратиграфического несогласия (рис. 2). Полностью в разрезе отсутствуют пермские отложения [14]. Литологически разрез представлен в большей части терригенными породами (песчаники и глинистые сланцы), реже встречаются карбонатные породы (известняки и мергели) [12][2].

Для достижения поставленной цели был применен статистический анализ — метод, позволяющий выявлять различные закономерности, тренды и связи в изучаемом явлении.

Фактическим материалом для исследования служила информация, полученная с электронной базы данных Information Handling Services (IHS, 2017) по нефтяной и газовой промышленности мира [14], а также данные по тектонике, стратиграфии и нефтегазоносности НГБ Иллизи [5—15].

НГБ Иллизи достаточно хорошо изучен геологически. К настоящему времени в нем открыто более 150 нефтегазоконденсатных, газоконденсатных, газовых и нефтяных месторождений. Из них к категории уникальных с извлекаемыми запасами более 300 млн т.у.т. относится одно месторождение Тин Фуйе-Табанкорт (Tin Fouye-Tabankort), к крупным с запасами более 30 млн т.у.т. семь месторождений: Альрар (Alrar), Зарзаитин (Zarzaitine), Тигентурин (Tiguentourine), Айн Тсила Ридж (Ain Tsila Ridge), Оханет (Ohanet), Ин Аменас Норд (In Amenas Nord) и Димета Оуст (Dimeta Ouest) (рис. 3).

Уникальное (Тин Фуйе-Табанкорт) и крупные месторождения содержат 75% всех извлекаемых запасов углеводородов НГБ Иллизи. Все остальные месторождения (95% от общего числа открытых месторождений) относятся к категории средних, мелких и очень мелких.

По соотношению запасов газа и нефти НГБ Иллизи относится к нефтегазоносным. Месторождения УВ содержат от одной до шести залежей.

В пределах НГБ Иллизи промышленные скопления УВ выявлены в палеозойских отложениях, а именно в кембрийских, ордовикских, силурийских, девонских и каменноугольных. Пласты-коллекторы представлены терригенными породами — песчаниками. Покрышками, как правило, служат глинистые сланцы [10].

По анализу нефтей, Тиссотом [13] и другими [6] были выделены три нефтяных системы (региональных нефтегазоносных комплексов (РНГК)). Нефти I и II систем очень похожи друг на друга и отличаются только зрелостью. Их различие определяется только стратиграфическим положением залежей.

Система I включает в себя отложения кембрия, ордовика и нижнюю часть формации Танеззуфт (Tanezzuft Formation 1). Региональной покрышкой РНГК являются аргиллиты нижней части формации Танеззуфт силурийского возраста. Формация распространена по всему бассейну, а ее мощность варьирует от 200 до 500 м.

Залежи УВ в нижележащих кембро-ордовикских отложениях связаны с коллекторами формаций Аргис Граптолит (Argiles a Graptolithes Formation), Гара Луки (Gara Louki Formation), Тамаджерт (Tamadjert Formation), Эджелех (Edjeleh Formation) и песчаниками Хасси Лейла (Hassi Leila Sandstone Formation). Пористость коллекторов составляет 7—14%, проницаемость — до 250 мД [14]. Наибольшее количество запасов УВ сосредоточено в отложениях формации Аргис Граптолит (рис. 4).

Региональная покрышка комплекса — нижняя часть формации Танеззуфт — является и основной нефтегазоматеринской породой (НГМП). Начальное содержание ТОС (общее содержание органического углерода) было довольно высоким, но в настоящее время данный показатель колеблется от менее чем 2% на востоке, повышаясь до 4% на севере и 8% на западе. Тип керогена — I или II. Степень зрелости органического вещества (ОВ) варьирует от Ro = 1,1% в центральной части бассейна и до Ro = 1,75% на юго-западе и северо-востоке [6].

В составе нефтегазоносного комплекса можно выделить и второстепенную НГМП — глинистые отложения ордовикского возраста, которые имеют ограниченный генерационный потенциал. Содержание ТОС в НГМП колеблется от 0,5 до 1,0%, за исключением районов месторождений Стах и Тамаданет, где значения ТОС варьируют от 1,0 до 2,0%. ОВ является сапропелевым, тип керогена II [5].

Малла и др. [8] предполагают, что ордовикская НГМП, вероятно, находится в зоне газообразования, за исключением центра бассейна Иллизи, где они находятся в зоне нефтеобразования.

РНГК обладает высокой продуктивностью. Его общие извлекаемые запасы УВ составляют около 50% всех запасов бассейна Иллизи, из них запасы нефти — 6,3%, газа — 37,2% и конденсата — 5,1% (рис. 4).

Система II включает в себя отложения верхней части формации Танеззуфт (Tanezzuft Formation 2) и отложения нижнего и среднего девона. Региональной покрышкой комплекса служат глины франского возраста формации Газеле (Gazelle Formation), которые рядом исследователей относятся к нефтегазоматеринским [6].

Глины формации Газеле характеризуются толщиной от 25 до 110 м. Содержание ТОС в них варьирует от менее 2% на юго-востоке до 4—6% на севере и западе. Степень зрелости ОВ увеличивается от Ro = 1,1% в центральной части бассейна до Ro = 1,3% в его северо-восточной части [6].

Залежи УВ сосредоточены в девонских песчанистых отложениях формаций Орсин (Orsine Formation), Хасси Табанкорт (Hassi Tabankort Formation) и Тин Мерас (Tin Meras Formation). Коллекторы обладают пористостью 18—25% и проницаемостью в несколько дарси [9]. Наибольшее количество запасов нефти комплекса сосредоточено в его нижней части (формация Орсин) — 10,4% от всех извлекаемых запасов УВ бассейна (рис. 4).

Основой НГМП II нефтегазоносного комплекса является верхняя часть формации Танеззуфт, распространенная на всей территории бассейна Иллизи. ОВ формации относится к сапропелевому типу (кероген II). Значения отражательной способности витринита (Ro) изменяются от 1,1% в северной и центральной частях бассейна до более чем 1,75% на северо-востоке [6].

Извлекаемые запасы УВ комплекса составляют около 48% от запасов всего бассейна, из них запасы нефти — 17,7%, газа — 26% и конденсата — 4,7%.

Система III включает в себя отложения от фаменского яруса формации Танара (Tanara Formation) до отложений серпуховского возраста. Региональной покрышкой служат глинистые отложения серпуховского возраста формации Ассекайфаф (Assekaifaf Formation) (рис. 4).

Залежи УВ приурочены к отложениям фаменского возраста формации Танара, а также к отложениям нижнего карбона формации Иссенджель (Issendjel Formation). Коллекторы имеют пористость от 15 до 22% и проницаемость 50—300 мД [6].

В составе РНГК ряд исследователей [14] глинистые отложения визейско-турнейского возраста формации Иссенджель выделяют как второстепенные НГМП для бассейна Иллизи. ОВ формации относится преимущественно к гумусовому типу (кероген III типа). В бассейне Иллизи визейско-турнейские глины достигают максимальной толщины 800 м в скважине Хасси Табтаб 1. Среднее значение ТОС колеблется от 0,5 до 1,0%. НГМП находятся в основном в зоне нефтеобразования с Tmax в пределах 435—450 °C за исключением трех областей, где они являются незрелыми: центральные, северные и восточные области [6].

Основным источником УВ для III РНГК часто считают нижележащие отложения формации Газеле [6].

По содержанию запасов УВ III РНГК является наименее продуктивным. Его общие извлекаемые запасы составляют 3% от всех запасов бассейна, из них на нефть приходится 1,3%, газ — 1,5% и конденсат — 0,1%.

Анализ построенного графика распределения запасов УВ по РНГК позволяет сделать следующие выводы:

В настоящее время на территории НГБ Иллизи залежи жидких и газообразных углеводородов были выявлены в широком диапазоне глубин — от поверхности до 4 км.

В целом по бассейну Иллизи извлекаемые запасы свободного и растворенного газа значительно превышают запасы всех других типов УВ вместе взятых и составляют около 65%.

Наибольшая концентрация запасов УВ сосредоточена в интервале глубин 1—2 км, что составляет 72% от общего количества извлекаемых запасов УВ в НГБ Иллизи. При этом на нефть приходится 11,0%, свободный и растворенный газ — 52,1% и конденсат — 9,1% (рис. 5).

На интервал глубин до 1 км приходится 18,6% от всех извлекаемых запасов УВ бассейна. Из них на нефть приходится 12,5%, что несколько выше, чем в интервале глубин 1—2 км (рис. 5).

Третье место по концентрации запасов УВ занимает интервал глубин 2—3 км, где сосредоточено около 10% всех извлекаемых запасов УВ бассейна (рис. 5).

Из сопоставления распределения запасов УВ по глубинам с зональностью процессов нефтегазообразования по Б.А. Соколову четко видно, что зоны максимальной концентрации запасов УВ в бассейне Иллизи расположены значительно выше (на 2—3 км) главной зоны нефтеобразования («нефтяного окна») и главной зоны газообразования (рис. 5).

Такое соотношение в разрезе зон нефтегазонакопления и зон нефтегазообразования, вероятно, свидетельствует о значительно бóльших палеоглубинах залегания палеозойских отложений бассейна Иллизи и выводе их на меньшие глубины в результате значительных эрозионных процессов.

Из приведенного анализа распределения извлекаемых запасов УВ по месторождениям, региональным нефтегазоносным комплексам и глубинам можно сделать следующие выводы.

Арцыбасова Д.В. — разработала концепцию статьи, подготовила текст статьи и согласна принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Шевяков В.А. — внес вклад в работу при разработке методики и результатов исследования, окончательно утвердил публикуемую версию статьи и согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Daria V. Arcybasova — developed the article concept, prepared the text and accepted the responsibility for all aspects of the work.

Vladimir A. Shevyakov — contributed to the development of the methodology and results of the study, approved the final version of the article and accepted the responsibility for all aspects of the work.