Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Условия формирования нефтеносных толщ бассейнов Сахарской платформы

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Условия формирования нефтеносных толщ бассейнов Сахарской платформы"

" " МОСКОВСКИЙ ОРДЕНА ЛЕНИНА,

ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им.ЛОМОНОСОВА

Геологический факультет Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

На правах рукописи

МАКХУС МОНЗЕР

УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕНОСНЫХ ТОЛЩ БАССЕЙНОВ САХАРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва

- 1993 г.

;' ;' Дтдаполнена на кафедре геологии и геохимии

горючих ископаемых Московского государственного университета : им. М.В.Ломоносова

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, ведущий научный сотрудник

И.Е.ПОСТНИКОВА (ИГиРГИ)

доктор геолого-минералогических наук, профессор Е.Г.ЖУРАВЛЕВ 'ГАНГ)

доктор геолого-минералогических наук, профессор О.В.ЯПАСКУРТ (МГУ)

Ведущая организация: ВНИГНИ

40

Защита состоится 19 февраля 1993 г. в 14 , ауд. 415 на заседании Специализированного совета Д. 053ю05ю64 по геологии, поискам и разведке нефтяных и газовых месторождений, месторождений твердых горючих ископаемых и литологии при Московском государственном университете им. М.ВЛомоносова по адресу: 119899, г.Москва, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, ауд. 415.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ.

Автореферат разослан " /¿9 1993

Ученый секретарь

¿легализированного совета Н.В.Пронина

г

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Северная окраина Африки в настоящее время является одним из главных нефтегазодобывающих регионов мира. Здесь сосредоточены значительные запасы углеводородов (УВ) известны супергигантские месторождения нефти и газа. Различные по условиям образования нефтеносные толщи обладают разными свойствами, что отражается на особенностях их преобразования. Раскрытие этих закономерностей в ряду нефтегазоносных бассейнов северной Африки является весьма актуальным.

В нефтяной геологии большое значение имеет изучение закономерностей распределения скоплений углеводородов по вертикали в земной коре, в том числе на больших глубинах. В этой связи выявление особенностей типов и структуры природных резервуаров и стадиальных изменений пород нефтеносных комплексов становится исключительно важным как для локализации в разрезе литологических и стратиграфических ловушек на определенных уровнях катагенетических преобразований, так и для выяснения геологических обстановок, в которых нефтеносные толщи испытывали преобразования.

Основными нефтеносными комплексами Сахары являются два: один более древний, включающий природные резервуары кембрия-ордовика и девона, и другой более молодой триасовый.

В определенных условиях нефтеносные породы подверглись. настолько сильным вторичным преобразованиям, что полностью потеряли свой первоначальный облик. Для этих преобразований характерны два ведущих фактора. Первый - вертикальная неоднородность преобразования" пород, связанная с вертикальным перераспределением энергии и вещества, что проявляется в нелинейном изменении свойств пород с глубиной, прежде всего в чередовании зон уплотнения и разуплотнения, которые доказательно обоснованы автором на сахарском материале. Вторым фактором, осложняющим тенденцию к вертикальному изменению, является особенность истории развития, в которой выделяются два этапа. Выделение этих этапов определяется мощной герцинской тектонической активизацией и орогенезом с последующим значительным воздыманием и эрозией. Это вызвало существенное торможение прогрева

пород ("термическая пауза" в геологической истории региона).

На основании такого подхода сформулированы и решены фундаментальные проблемы: 1) восстановлена и реконструирована диагенетическая и катагенетическая история развития и выявлены механизмы преобразования резервуаров, что является ключевым вопросом для поисков и разработки залежей УВ; 2)установлены новые процессы разуплотнения пород на больших глубинах, при этом показана относительная роль различных процессов на разных глубинах. В этой связи особенно важным является процесс растворения и выноса огромного количества карбонатного и силикатного цемента под воздействием угольной кислоты и особенно органических кислот, главным образом дифункциональных карбоксильных кислот и фенолов; 3) выявлены условия крупномасштабных процессов выноса кремнезема в особых условиях щелочной среды, создающихся на больших глубинах; 4) выявлены условия образования особого рода ловушек неструктурного типа в катагенезе.

Цель и задачи исследований. Главная цель заключается в выделении зон разуплотнения и раскрытии его механизма в древних и часто глубокопогруженных резервуарах, что отражается в закономерности формирования их коллекторских свойств. Считалось необходимым: 1)детально исследовать вещестьвенный состав пород с применением наиболее современных методов анализа и обработки полученных материалов на огромном количестве образцов, отобранных из разных бассейнов и отражающих различные геологические обстановки; 2)создать множество моделей, отражающих диагенетические и катагенетические процессы, характеризующие всю геологическую историю развития бассейнов и позволяющие разрабатывать обобщенные модели как генерации и миграции УВ, так и формирования коллекторских свойств резервуаров.

Научная новизна. Впервые на большом практическом материале рассматриваются проблемы формирования нефтеносных толщ в совокупности с проблемами нефтегазо-носности бассейнов Северной Африки.

Специфическим и новым является выявление ранее неизвестных факторов на формирование свойств коллекторов на фоне цикличности строения осадочных толщ. Большое внимание уделено особенностям стадийного и цикличного

преобразования цемента (карбонатного, силикатного и глинистого), что крайне важно для конкретной нефтегео-логической ситуации севера Африки.

Раскрывается важнейшая закономерность формирования местонахождения УВ не только в изученном регионе, но и в большинстве кластических нефтеносных толщ вообще. Эта закономерность заключается в том, что первичная миграция УВ обычно следует близко после того, как вторичная пористость уже была образована, поскольку в процессе созревания ОВ главная фаза генерации УВ следует после кульминации декарбоксилизации, приводящей к генерации активных кислых растворов, обусловливающих образование вторичной пористости, что означает, что генерация УВ и формирование вторичной (основной) емкости резервуаров перекрываются во времени и пространстве. При этом близкая ассоциация источника У В и резервуара во времени и пространстве благоприятствует аккумуляции УВ во вторичной пористости. В этом аспекте результаты исследований автора имеют важное теоретическое значение для изучения вторичных процессов и их влияния на формирование коллекторских свойств, что в совокупности с палеогеографическими условиями образования отложений позволило на основании изотопной характеристики углерода разработать новые критерии для поисков месторождений УВ, такие, как:

1)перераспределение карбонатного цемента в резервуарах в результате его растворения кислыми растворами в катагенетически более зрелых коллекторах и его переотложения в верхних менее зрелых зонах, сопровождающееся увеличением пористости в зонах растворения и кольматацией резервуара в. зонах переотложения;

2) корреляция изотопного состава углерода ( £ С13) во всех фракциях нефтей и битумоидов в целях установления источников генерации У В, питавших те или иные резервуары в условиях многочисленности возможных нефте-материнских горизонтов, что крайне важно для ориентации нефтепоисковых работ;

3) установление вторичных миграционных процессов путем исследования вторичных минеральных преобразований на путях вторичной миграции УВ и на поверхности и особенно изотопного состава углерода. Такой подход позволяет дать оценку степени сохранности скоплений У В, под-

вергавшихся частичному или полному разрушению при отсутствии надежной покрышки, особенно в условиях сложной тектоники на севере Сахарской платформы.

Вопреки существующих представлений о том, что растворение кварца ' под давлением (РПД) обязательно приводит к уплотнению коллектора, впервые показано, что во многих песчаниках было растворено кварца под давлением гораздо больше, чем вторичного кремнезема, находящегося в виде цемента. В других случаях коли-чество растворенного кварца под давлением равно или меньше, чем количество вторичного кремнезема (цемента). Показано, что некоторые песчаники ведут себя как "импортеры" кремнезема в течение раннего катагенеза и как "экспортеры" кремнезема в течение поздйего. Следовательно, РПД приводит в одних случаях к увеличению интергранулярной пористости, в других - к ее сокращению. Все зависит от физико-химических условий среды, действующих в сторону выноса вторичного кремнезема или же его отложения на месте.

Научная . новизна работы особенно отражается в разработке моделей, касающихся практически всех аспектов нефтеобразования; некоторые из них имеют фундаментальное значение. Главными из указанных моделей можно считать:

- 'модели диагенетических и катагенетических процессов, в том числе:

• модель диагенетических (катагенетических) зон и процессов в уплотняющемся глинисто-песчаном комплексе,

• модель компонентов при погребении в кластических отложениях,

• модель оксилительно-восстановительных, кислотно-генерирующих и зависимых реакций в диагенетических (катагенетических) зонах,

• модель кинетического "разделения" диагенетических (катагенетических) реакций,

• модель последовательности реакций в кластических осадках при диагенезе и катагенезе;

• модель основных диагенетических (катагенетических) процессов в песчаниках применительно формированию их коллекторских свойств,

• модель частные модели диагенеза (катагенеза) для палеозойских и триасовых осадков;

- модель генерации, миграции и заполнения ловушек;

- в результате построена обобщенная модель диагенеза (катагенеза), формирования коллекторских свойств и генерации УВ в пространстве и времени;

- модель преобразования глинистых минералов в . осадках Сахарской платформы и их использования при геотермических реконструкциях и литологических корреляций;

химико-кинетическое моделирование нефтеобразования (первичный крекинг) для нефтематеринских пород силура и девона.

Другое важное направление работы связано с выявлением новых механизмов формирования ловушек неструктурного типа в исследованном регионе, в частности ловушек дифференциального уплотнения и ловушки, ассоциированные с вулканическими породами.

И наконец, на основании детального исследования морфологии, структуры и геометрии порового пространства современными методами анализа изображений (типа квантимет) предложены новые критерии для оценки емкостных свойств коллекторов, установленные при статистической обработке огромного количества фактического материала.

Практическая значимость работы состоит в том, что в ней разработаны основы комплексного подхода к оценке и прогнозу нефтегазоносности бассейнов на основании исследования диагенетических (катагенетических) преобразований кластических толщ в совокупности с геоструктурными и палеогеографическими условиями их образования.

1.Созревание ОВ в нефтематеринских породах обусловливает генерацию большого объема вторичной пористости песчаников, которая является благоприятной средой для накопления УВ в кластических комплексах.

2.В малоисследованных районах диагенетические (катагенетические) концепции могут обеспечить более целенаправленный выбор объектов, в частности резервуаров путем исключения тех, которые окажутся уплотненными по критериям состава, возраста, температуры и др. В частично изученных бассейнах результаты диагенетических (катагенетических) исследований могут являться основными для бурения на' большие глубины, для достижения горизонтов с широко развитой вторичной пористостью. Такими, в частности, были те толщи, в которых образовались регене-

рационные каемки кварца в соответствующих стратиграфических комплексах до мезозойского погружения, формировался прочный скелет коллектора, противостоящий дальнейшему механическому уплотнению, и при этом действовали благоприятные факторы для сохранения пористости на больших глубинах.

3.Моделированием эволюции петрофизических параметров при диагенетических (катагенетических) процессах установлено, что максимальная глубина, на которой может существовать эффективная вторичная пористость, образованная в результате мезокатогенетической декарбоксилиза-ции, больше чем в 2 раза глубины, на которой может сохраниться эффективная первичная пористость в песчаниках с высокой минералогической устойчивостью и более чем в 3 раза - в песчаниках с низкой минералогической устойчивостью.

4.Резервуары с обильной микропористостью представляют потенциальный интерес в условиях проведения механического разрыва, например, гидравлического. Такой опыт был нами успешно проведен на площади Рурд эль-Шегга (RDC) на севере бассейна Уэд эль-Миа, где резервуар был недооцене и забракован иностранной компанией ввиду сложности интерпретации каротажа из-за высокой насыщенности коллектора водой в микропорах. При этом добывалась чистая от воды нефть, поскольку вода в этих условиях неподвижная.

5.Выделены основные зоны формирования ловушек неструктурного типа как наиболее перспективные площади по . мере исчерпывания непробуренных антиклинальных перспективных структур.

6.Детальное исследование генетических типов пористости и ее структурно-текстурных особенностей может существенно повысить рентабельность работ добычи в кластических резервуарах и предотвратить потенциальные побочные проблемы, связанные с эксплуатацией месторождений.

7.Корреляция изотопного состава углерода

по всем соответствующим фракциям нефтей и битумоидов из возможных "кандидатов" нефтематеринских пород (НМП), при многочисленности последних, позволяет выявить источники УВ, питавшие те или иные резервуары, следовательно, и ориентировать поисковые работы.

8.Проведенное химнко-кинетическое моделирование нефтегазоносных бассейнов позволяет восстановить по современному разрезу бассейнов историю его погружения, изменение температурного режима осадочных толщ, генерацию, миграцию и выход УВ для каждого конкретного нефтематеринского (НМ) горизонта.

Поистине новым и усовершенствованным в нашем моделировании, по сравнению с другими известными моделями, является учет созревания ОВ на геологическом этапе погружения, а также предварительная оценка ' суммарного нефтегенерационного потенциала НМП. При этом алгоритм подбора кинетических параметров реакций генерации УВ использует температурно-временную историю образца нефтематеринской породы, включающей как геологический этап созревания, так и этап пиролиза образца породы с линейным ростом температуры от 300 до 550оС. Исключение геологического этапа из расчетов приводит к резкому смещению спектра энергии активации реакций в сторону высоких значений и снижению оценки выхода УВ за геологическую историю в 10 раз и более.

9.На основании тщательного исследования состава коллекторов и минералогических особенностей их глинистого, силикатного и карбонатного цемента были созданы экспериментальные лабораторные модели для стимуляции резервуаров в рамках вторичной добы-чи путем воздействия на пласт химической обработкой. Во многих случаях полученный коэффициент повышения фильтрационной характеристики составлял 2-3, в редких случаях был отрицателен.

Методы исследований. Основные положения и концепции работы обосновываются теоретическими и экспериментальными исследованиями, которые автор проводил в течение 17 лет в научно-исследовательском центре нефтяной компании' БОКАТИАСН в, рамках работ по поискам и разработке месторождений УВ в Северной Африке.

Особое внимание уделено детальному исследованию вещества нефтеносных пород как минерального, так и органического, а также углеводородов и пластовых вод. При этом применялась самая современная аналитическая техника: растровая и просвечивающая электронная микроскопия, комплекс для анализа РЭМ изображений, рентге-ноструктурный анализ, электронография, плазменная и атомно-адсорбционная спектроскопия, рентгеновская флюо-

ресденция, локальный микроанализ в режимах дисперсионных длин волн (WDS) и дисперсионной энергии (EDS), инфракрасная спектроскопия, изотопная масс-спектрометрия, хроматография, пиролиз и др. Петрофизическая характеристика коллекторов определялась, помимо классических методов, автоматизированным анализом изображений для полной характеристики геометрии и структуры порового пространства. Широко использовалась компьютерная и вычислительная техника для статистической обработки и графического изображения огромного количества полученных аналитических данных.

Практически все исследованные геологические проблемы решались на базе измеряемых или вычисленных конкретных физико-химических параметров.

1) Палеогеографические рекострукции выполнены помимо геологических общеизвестных критериев, с применением таких параметров, как поглощенный комплекс глинистых минералов, емкость их ионного обмена, коэффициент щелочности, минеральные формы железа.

2)Диагенетические (катагенетические) процессы изучались с привлечением структурных и кристал-лохимических особенностей глинистых минералов, в том числе вычисления параметров элементарной ячейки и определения структурных модификаций минералов. Детально исследовались минералогия и кристаллография кварца, кремнезема, карбонатных минералов, а также изотопный состав иг. углерода.

3)Для исследования процессов генерации и миграции УВ изучались: фазовый состав УВ; минеральные преобразования ассоциированные с преобразованием OB; распределение микроэлементов, изотопия углерода в карбонатах, битуминоидах и нефтях.

4)В рамках химико-кинетического моделирования генерации, миграции и количественного выхода УВ был выполнен экспериментальный открытый пиролиз при разных режимах нагрева с учетом созревания OB на геологическом этапе погружения НМП и с использованием в качестве опорных параметров данных по геотермометрии глинистых минералов.

При исследовании вещества автором были разработаны некоторые усовершенствования в ранее существующих методиках, таких как экстракция и опре-

деление поглощенного комплекса и емкости ионного обмена глинистых минералов, количественный рентгеноструктурный анализ глин, микроанализ в режиме WDS и EDS, плазменный спектроанализ некоторых следов и др.

Как методический подход впервые были предложены и применены новые методы для «решения проблем диагенеза (катагенеза), в частности распределение С'З в

карбонатном цементе песчаников и его корреляция с вторичной пористостью," был раскрыт и выявлен механизм воздействия органических кислот, главным образом декарбоксильных кислот и фенолов, на перенос масс карбонатной и силикатной составляющей цемента коллекторов, перераспределение Si02 в цементе песчаников в результате растворения под давлением и его корреляция с уплотнением - разуплотнением песчаника.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на II-VI Национальных конференциях по науке о Земле (1979, 1980, 1982, 1984, 1986), на I и II Национальных семинарах по электронной микроскопии (1979, 1980), на Первой национальной конференции по исследованию в геохимии (1980), на Международной конференции по эксплуатации нефтяных месторождений (1984), на Международной конференции по поискам УВ (1984), на I Национальном семинаре по нефтяной геологии (1987), на Национальном симпозиуме по разработке месторождений УВ (1988), на Международной конференции по моделированию бассейнов (1992), на III Всесоюзном совещании по геохимии углерода (1991).

Публикации. По теме диссертации опубликовано более 25 работ на французском и английском языках, 6 работ на русском языке, в том числе одна монография в соавторстве (в печати), и две работы на арабском языке.

По той же теме, но по Месапотамскому бассейну (Сирия и Ирак) опубликовано 8 работ.

Фактический материал. Работа основана на результатах личных 17-летних полевых и лабораторных исследованиий, проведенных по десяти крупным нефтегазоносным бассейнам Сахарской платформы. В ней обобщается практически весь аналитический материал по литологии и геохимии, выполненный в научно-исследовательском центре компании SONATRACH с 1975 по 1991 г. При этом большая часть аналитических иссле-

дований проведена непосредственно самим автором или под его руководством, будучи основателем и руководителем соответствующих лабораторий: электронной микроскопии, рентгеновской, химии и спектроскопии, геохимической и др. Свыше 10 ООО образцов песчаников и глин подвергались полному минералогическому t анализу, в том числе рент-гецоструктурному и РЭМ анализу, химические анализы касались более 5 ООО образцов.

Петрофизические определения (пористость,

проницаемость, водонасыщенность и плотность) производились систематически по всем песчаным и алевролитовым интервалам через 25 см, а исследованный при этом керн составлял не менее 30 ООО м. Специальные исследования по структуре и геометрии порового пространства с помощью катодной люминесценции и анализа изображений РЭМ реализовались примерно на 800 образцах песчаников. Все петрографические, минералогические и петрофизические данные синтезируются на специальном лабораторном каротаже по каждой скважине, всего в работе обобщено более 220 таких скважин. Специфические анализы (определение поглощенного комплекса, емкости ионного обмена, коэффициента щелочности, минеральных форм железа) в сочетании с минералогией глинистых горизонтов воспроизводились более чем для 150 разрезов (скважин). Изотопный состав углерода б" С13 определялся в карбонатном цементе для 180 песчаников, a S С13 во фракциях нефтей и

битумоидов НМП выполнен для 65 образцов. Использованы результаты пиролиза более, чем в 2 600 НМП, химико-битуминологических анализов ОВ - порядка 7 000 глин, микроспектрофотометрических определений типа и степени катагенеза ОВ - 2 400 единиц, анализа микроэлементов в нефтях и битумоидах - 700 образцов, инфракрасной спектроскопии нефтей - 90, хроматографии (газовая и жидкостной) - 1 700, полного анализа пластовых вод (в том числе минеральных и органических компонентов) порядка 1200 горизонтов и др. Палеогеографические реконструкции условий осадко-накопления воспроизводились по всем стратиграфическим комплексам основных бассейнов, часто в региональном плане, с широким применением минералогических и геохимических данных по глинам в частности.

Структура и объем работы. В первой части работы (главы I—III) характеризуются истбрия изученности и общие закономерности развития осадочных бассейнов и предпосылки поисков ловушек неструктурного типа; во второй (главы IV-VII) рассматриваются главные факторы уплотнения - разуплотнения резервуаров в контексте диагенетических и катагенетических преобразований и сравнительная характеристика их емкостных и фильтрационных свойств; в третьей (главы VIII-IX) выделяются геохимические особенности генерации, миграции и накопления УВ на базе как классических геохимических данных, так и разработанного компьютерного моделирования этих процессов и показывается возможность практического использования такого современного подхода.

В Заключении формулируются общие положения концепции автора по преобразованию нефтеносных толщ и диагенетическим (катагенетическим) закономерностям формирования емкостных и фильтрационных свойств резервуаров.

Диссертация содержит страниц текста, 32

таблицы, 125 рисунков и библиографию из наиме-

нований.

Завершению работы во многом способствовали творческие контакты автора с известными учеными, их содействие, систематическая помощь и поддержка. Автор глубоко признателен Ю.К.Бурлину, ' В.В.Семеновичу и Б.А.Соколову за ценные советы и дружеские консультации. Автор выражает также искреннюю благодарность докторам геолога-минералогических наук, профессорам И.В.Высоцкому, Ю.М. Корчагиной, М.В.Голицыну, доцентам, докторам геолого-минералогических наук 1 А.И.Конюхову и О.К.Баженовой за научные консультации, доброжелательную критику и поддержку. Автор признателен также доцентам, кандидатам геолого-минералогических наук А.Я. Архипову, A.A. Трофимчуку, А.Н.Гусевой, кандидатам геолого-минералогических наук И.А.Назаревич, Н.В.Прониной, Е.Е.Карню-шиной, А.Х.Богомолову, А.М.Голицыну и Н.П.Фадеевой за ценные советы и поддержку. Коллегам Ю.И.Галушкину, В.Н.Соколову, Н.ВЛопатину, И.И.Плюсниной, Р.А.Бочко автор выражает искреннюю благодарность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

ГЛАВА I. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕННОСТИ НЕФТЕГА30Н0СН0СТИ САХАРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ И СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ТЕРРИГЕННЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ТОЛЩ

Со времени открытия первых месторождений УВ в пределах Сахарской платформы в начале пятидесятых годов было сделано немало геологических исследований, которые носили, однако, более производственный характер. Это прежде всего геологические корреляции разрезов по результатам бурения и геофизическим данным, структурное районирование, стратиграфия, литология и до недавнего времени - некоторые геохимические оценки. Обобщенных работ, по сравнению с огромным количеством накопленного фактического материала, было очень мало.

До начала семидесятых годов изучением Сахарских бассейнов занимались почти исключительно геологи французских компаний (на территории Алжира, Туниса и Марокко) и в некоторой степени других западных компаний (на территории Ливии). В этот период появились некоторые работы, в основном по общегеологическим вопросам сахар-ских бассейнов. Это прежде всего работы A.Achab, A.Balducchi, S.Beuf, R.Black, J.Bonnefous, Boulet, E.Boureau, P.Burollet, G.Busson, R.Byramjee, A.Chiarelli, P.Charpal, G.Chennaux, J.Claret, L.Conant, J.Declaud, P.Deleau, J.Delfaud, P.Dubois, P.Durif, J.Espitalies, J.Fabre, J.Follot, R.Furon, P.Heybroek, N.Lejal, P.Legrand, A.L'Homer, G.Lucas, LMagloire, D.Massa, A.Megatelli, R.Michel, G.Millot, G.Montadert, A.Perrodon, Poulet, B.Tissot, A.Whiteman.

На втором этапе, с начала семидесятых годов по настоящее время, в исследовании Сахарских бассейнов (Алжира) активное участие принимали советские геологи: М.Алиев, А.Алексин, А.Аксенов, В.Высоцкий, С.Дорошко, Ю.Жатинский, М.Коротков, Ю.Кувыкин, В.Мазанов, Э.Медведев, Мелехин, О.Мкртчян, Д.Оруджева, Л.Орвьев, Ю.Пецуха, Г.Трофимов, А.Трофимук, Б.Яковлев и многие другие. Тем не менее, проблемы преобразования нефтегазоносных толщ, в частности, диагенеза и катагенеза резервуаров, и их обобщение практически не освещались не

только в открытой печати, но и также не были вообще объектом исследования, как в первом, так и во втором периодах. Предлагаемая работа является первой в области исследование диагенетических и катагенетических преобразований нефтегазоносных толщ Сахарских бассейнов и особенно влияния этих процессов на формирование месторождений нефти и газа в данном регионе.

Вопросы уплотнения-разуплотнения природных резервуаров, также как катагенетическое преобразование НМП и заключенного в них 0B¡ при рассмотрении генерации, миграции и накопления УВ широко освещены в литературе. Основные разработки и труды в этой области в западной литературе принадлежат следующим авторам: G.Atwatcer, K.Bjorlykke, J.Blanche, H.Blatt, J.Boies, J.Bradley, J.Brocks, P.Chenet, P.Choquette, Coleman, D.Crerar, W.Dow, D.Durand, W.Ernst, R.Fairbridge, M.Fisher, D.Fonta-na, J.Fox, W.Galloway, Hancock, P.Hawkins, J.Haye', M.He-aid, J.Hein, J.Hower, J.Hunt, K.Hsu, D.Hurd, A.Hurst, L.Illing, H.Irwin, C.Issacs, JJones, T.Jordan, P.Kent, R.Lahaun, Jordan, P.Kent, R.Lahaun, L.Land, Larsen, G.Lees, S.Lindquists, G.Lucas, J.Lusas, D.Mackenzie, G.Millot, K.Mitsuu, K.Magara, R.Manus, J.Maxwell, E.McBride, K.Milliken, G.Millot, K.Mitsuu, W.Moore, J.Morgan, G.Muller, K.Murata, P.Nagtegaal, C.Parker, G.Parks, F.Pittijohn,

E.Pittman, G.Phillipi, J.Renton, D.Roberts, P.Robin, P.Schluger, P.Schoell, D.Sibley, R.Siever, Shelton, R.Smith,

F.Sommer, W.Stahl, G.Stanton, J.Taylor, J.Thomas, B.Tissot, K.Towe. P.Ungeren, B.Velde, T.Walker, D.Weples, N.Warner, N.Wardlaw, D.Watkins, B.Waugh, C.Weaver, J.Webb, P.Weyl, J.Whitaker, M.Whiticar, L.Williams, M.Wilscm, D.Welte, M.Wright, M.Yukler, P.Ziegler.

В советской литературе вопросы преобразования нефтеносных толщ в аспекте формирования месторождения УВ также широко рассматриваются в работах А.Г.Алексина,

A.А.Аксенова, М.М.Алиева, И.И.Аммосова, А.Я.Архипова, O.K.Баженовой, А.А.Бакирова, Р.А.Бочко, И.О.Брода, Е.Г.Бро, Ю.К.Бурлина, Л.А.Буряковского, Н.Б.Вассоевича,

B.В.Вебера, Д.Н.Викторова, А.А.Геодекяна, И.М. Губкина, А.Е.Гуревича, Т.И.Гуровой, А.Н.Гусевой, А.И.Дьяконова, А.Н.Дмитриевского, В.М.Добрынина, Г.М.Доленко, Н.Е.Еременко, Е.Г.Журавлева, М.К.Калинко, Ю.Н.Карагодина, Е.Е., Корнюшиной, П.А. Карпова, A.A. Карцева, Т.Т.Клубовой,

В.С.Князева, К.Келмитова, А.Э.Конторовича, Л.Коваленко, И.А.Конюхова, А.И.Конюхова, М.В.Коржа, А.В.Копеловича,

B.А.Короткова, Ю.И.Корчагиной, В.А.Котельникова, Г.Ф. Крашенинникова, П.Н.Куприна, Е.СЛарской, Б.А.Лебедева, Р.В.Логвиненко, М.Ф.Мирчинка^ В.Д.Наливкина, С.Г.Неру-чева, И.И.Несторова, Г.Н. Перозио, И.Е.Постниковой, Г.Э.Прозоровича, Б.К.Прошлякова, Л.В. Пустовалова, А.А.Размышляева, Е.А.Рогозиной, М.И.Родживской, С.Е.Саркисяна, В.С.Саркисяна, Р.К.Селли, В.В.Семеновича, Б.А.Соколова, В.А.Соколова, В.П.Сонич, В.В.Стасенков, Н.М.Страхова, В.А.Строганова, Г.И.Теодоровича, П.П.Тимофеева, А.А.Трофимука, А.Ан.Трофимука, В.А.Успенскбго,

C.А.Ушакова, П.Н.Ушатинского, М.М.Файер, В.Н.Филиппова, В.Т.Фролова, А.А.Ханина, В.А.Ханина, В.Н.Холодова, О.А.Черникова, Г.П.Черновой, К.Р.Чепикова, В.И.Шпиль-мана, В.Д.Шутова, О.В.Япаскурта.

ГЛАВА II. ГЕОЛОГО-СТРУКТ.УРНАЯ, ЛИТОФАЦИАЛЬНАЯ И ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГИОНА

На территории Сахарской плиты к северу от Хоггарского массива выделяются крупные, вытянутые с юга на север поднятия типа сложных разбитых продольными сбросами антеклиз и осложняющие их своды и валы (Амгид эль-Биод-Хасси Мессауд, - Тихембока-Зарзаитин и др.), разделяющие обширные, вытянутые в том же меридиональном направлении синеклизы, состоящие из ряда впадин. Так, Восточно-Алжирская синеклиза разделяется на две впадины: Иллизи на юге и Большой Восточный Эрг (или Радамес) на севере; Центрально-Алжирская синеклиза также состоит из двух впадин: Муйдир на юге и Уэд эль-Мия на севере; на территории Западно-Алжирской синеклизы выделяются впадины Ахнет, Регган, Тиндуф, Тимимун, Бешар и др. (рис. 1).

Сводовые части антеклизы и осложняющие их поднятия приурочены, как правило, к погребенным выступам (горстам) докембрийского фундамента и представлены палеозойскими отложениями сокращенной мощности с частыми перерывами и размывами, несогласно перекрытыми (в северных районах) мезозойско-кайнозойскими отложениями. Синеклизы выполнены

отложениями палеозоя и мезокайнозоя, разрез которых более полный и мощный, чем на поднятиях, особенно в западной части Сахарской плиты.

Западно-Алжирская синеклиза в палеозойское время интенсивно опускалась, и здесь располагался обширный бассейн (глубиной до 7-8км) палеозойского осадко-накопления, тогда как Центрально-Алжирская и Восточно-Алжирская синеклизы в палеозое представляли собой менее интенсивно погружающиеся (в отдельные периоды палеозоя) участки с накоплением морских осадков сравнительно небольших мощностей (от 2 до 4 км).

В начале мезозойского времени, наоборот, территория Восточно-Алжирской синеклизы испытывала интенсивные погружения с накоплением морских и местами континентальных отложений триаса, юры и мела мощностью до 4км, т.е. здесь располагался обширный бассейн мезозойского осадконакопления (Триасовый бассейн, бассейн Уэд эль-Миа и др.), который охватывал современную впадину Ра-дамес, или так называемый бассейн Большого Восточного Эрга.

В образовании и развитии антеклиз и синеклиз и осложняющих их структуры второго и третьего порядка большую роль играли крупные разломы; некоторые из них древнего докембрийского заложения, неоднократно обновлялись и активизировались в последующие геоло-гические эпохи. Эти разломы, образующие систему крупных блоков, наиболее резко выражены в породах докембриского фундамента,- обнажающихся на склонах Хоггарского массива, а на территории рассматриваемых нефтегазоносных областей формируют серию погребенных горстов и грабенов. Сама Сахарская платформа существовала как единая кратонная плита в течение всего фанерозоя с эпейрогеническим прогибанием и локальным существенным сбросообразова-нием, которое обусловливало осадко-накопление в различных бассейнах. Предполагается, что в связи с герцинской тектонической активизацией в ряде участков (в частности, бассейн Уэд эль-Миа) литосфера подвергалась растяжению. В пользу такого предположения говорит присутствие эффузивных магматических пород на поверхности герцинского несогласия. Кембрийские породы покрывают пенепленизиро-ванную поверхность фундамента и сложены в основном

мощными косослоистыми, лишенными ископаемых организмов песчаниками речного происхождения.

В начале ордовика каледонский орогенез обновлял и активизировал структуры фундамента, вызывая наклонение пластов и ряд местных несогласий. Между тем в периоды морских трансгрессий отлагались мелководные переслаивающиеся песчаники и аргиллиты. К середине ордовика во время обширной морской трансгрессии образовались морские аргиллиты, включая черные слюдистые граптолит- и трилобитсодержащие глинистые породы. Природа такой трансгрессии, по-видимому, связана с таянием сахарской ледниковой шапки и лишь отчасти может быть ассоциирована с тектоникой. Кембро-ордовикские песчаники -одни из самых важных природных резервуаров Сахарской платформы, поскольку к ним приурочены гигантские месторождения Хасси Мессауд и Рурд эль-Багел.

Существенного перерыва в осадконакоплении между ордовиком и силуром не отмечается. Повторная трансгрессия, происходившая в течение раннего силура, повлекла за собой отложение серых и черных граптолитовых глинистых пород, аргиллитов и песчаников.Центром такого осадконакопления являлся бассейн Восточный Эрг. Этот разрез содержит богатые нефтематеринские породы. •

Отложения раннего девона содержат континентальные песчаные породы с растительными остатками, несогласно лежащие над силурийскими слоями. В течение всего девона характер осадконакопления отражает продолжительные циклы трансгрессий - регрессий с чередованием глинистых и песчаных слоев. В бассейне Радамес поднятие, возникшее в конце среднего девона, повлекло за собой частичную или полную эрозию среднего и нижнего девона, так же как и часть верхнего силура на юге бассейна. Кроме того, карта мощностей показывает заметные различия в мощностях палеозойских и мезозойских отложений в бассейнах Радайес и Иллизи. Эти -два бассейна имели различные истории погружения, вызванные тектоническим развитием фундамента.

Первые импульсы герцинского орогенеза в начале каменно-угольного периода прервали стабильный режим платформенного развития. В начале морская трангрессия шла от Тетиса на севере региона. При этом отлагались морские мелководные эвапориты, мергели, доломиты и

оолитовые известняки по всей территории бассейнов Иллизи и Радамес. Осадки позднего каменноугольного периода отлагались "в условиях обстановки мелководной морской трансгрессии.

Гердинское поднятие на Сахарской платформе произошло вдоль ранее существовавших трендов фундамента, таких, как гряда Амгид эль-Биод и ее продолжение, ось Эль-Агреб - Хасси Мессуад и др. По всей вероятности, герцинская эрозия привела также к полному или частичному уничтожению имевшихся к тому времени углеводородных скоплений. Отсутствие пермских отложений на территории Алжира говорит о том, что большая часть территории на востоке Алжира оставалась приподнятым континентом, тоща как в период морской трансгрессии в это же время мощные пермские морские осадки отлагались в районах Туниса и Ливии. Пермские глины составляют покрышку для силурийских песчаных коллекторов Акакус (Асасив) в ливийских месторождениях.

В триасе окончание герцинского тектонического цикла вызвало новое погружение Сахарского щита, и, таким образом, начался второй важный цикл осадконакопле-ния. Западины на поверхности герцинского несогласия заполнялись песчаниками речного и морского мелководного происхождения с переменной мощностью. Эти песчаники представляют один из наиболее важных" резервуаров Триасовой провинции. Над герцинским несогла-сием находятся триасовые андезитовые и базальтовые излияния. Эти лавы служат покрышкой для одной из частей кембрийского месторождения Хасси Мессауд, а также для триасовых резервуаров в районе Ургла (месторождения Такхухт (ТКТ), Беркауи, Геллала, Бэн-Кахла). Указанный эпизод вулканической активности говорит о возможном утонении земной коры и термической аномалии, связанной с герцинским тектогенезом.

Геотермическое моделирование бассейна "" должно включать аномальный герцинский поток, чтобы оценить его воздействие на региональную зрелость НМП. Базальные триасовые песчаники ("нижний глинисто-песчаный триас") покрываются доломитизированными и известковыми глинами ("карбонатный"), "нижней глинистой" и "верхней глинистой" сериями. Последние представляют собой серию осадков, формировавшихся в условиях от морских до гипер

соленых и перекрываются "соленосным" горизонтом, сложенным глинами, ангидритами, переходящими в соль (галит). Эти триасовые эвапориты являются основной покрышкой для скопления углеводородов в Триасовой провинции. Они отсутствуют в бассейне Иллизи ввиду фациаль-ных изменений и замещения обломочным (кластическим) типом пород, доставленным с близкого массива Хоггар.

Мезозойское погружение в бассейне Иллизи было минимальным и он представляет собой как бы южное крыло бассейна "Восточный Эрг" (Радамес). Палеозойские водоносные горизонты обнажаются на юге, и это создает предпосылки для постоянного питания палеозойских резервуаров бассейна Иллизи грунтовыми водами. Во многих месторождениях имеет место гидродинамическая связь между разными комплексами. Об этом свидетельствует совпадение геобарических условий в кембро-ордовик-силу-рийском и триасовом комплексах пород. Триасовые соли в бассейне Радамес защищают палеозойские скопления УВ от размыва водой и биодеградации. Аномально высокое пластовое давление (АВПД), имеющее широкое развитие в резервуарах триасовой провинции хорошо сохраняется в подавляющем большинстве районов, что свидетельствует о высокой степени изолированности покрышек.

Юрские отложения залегают согласно на триасовых. Породы лейаса (нижняя юра) состоят из эвапоритов, однако вышележащий горизонт догера (средняя юра) постепенно становится все более глинистым, а мальм (верхняя юра) широко представлен глинистыми породами. Меловые отложения представлены повторным чередованием эвапоритов, известняков, доломитов и тонких прослоев песчаников. Аптско-альбские прибрежно-карбонатные фации являются нефтеносными в Тунисе, а аптско-альбские песчаники - основными водоносными пластами в северной Сахаре.

В конце мела Восточный Эрг был поднят в начале альпийского орогенеза. Позже регион был покрыт только тонкими (30 - 300м) миоплиоценовыми песчаными и известковыми отложениями. Третичное осадконакопление продолжалось в Тунисе и широко распространилось с мощностью отложений до 7000м от палеоцена до плиоцена на востоке и в прибрежных районах залива Габес (Ливия). Эоценовые нумулитовые фации в этом регионе нефтеносны.

Имеющаяся литература не выясняет механизмы, лежащие в основе погружения бассейнов на Сахарской платформе. Соседние бассейны Алжира, Туниса и Ливии, как было описано выше, показывают значительные вариации в масштабах погружения в разный период от палеозоя до настоящего времени. Представляется, что повторное столкновение континентальных плит в течение фанерозоя могло создавать реактивизированные зоны растяжения (или локального рифтинга), подобные таким же на северо-западе Европы на герцинском складчатом основании, что наблюдается в тылу Альпийской зоны орогенеза. История осадконакопления в этом регионе Северной Африки может быть рассмотрена как контролируемая относительными межблоковыми движениями вдоль неоднократно реактивизированных разломов фундамента.

ГЛАВА III. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ И ПРЕДПОСЫЛКИ ПОИСКОВ ЛОВУШЕК НЕСТРУКТУРНОГО ТИПА

Проведенные исследования позволили выделить перспективные зоны формирования ловушек неструктурного типа, в частности в восточной части Сахарской платформы.

Стратиграфические ловушки более характерны для палеозойского осадочного комплекса Ьвиду присутствия многочисленных зон выклинивания в палеозойских резервуарах. Литологические же ловушки рапространены в основном в глинисто-песчаных формациях триаса и обусловлены фациальными изменениями, свойственными этим осадкам.

III.I. Бассейн Уэд эль-Миа. Триасовые ловушки

Песчаники пермо-триаса в северной части бассейна характеризуются, в отличие от песчаников Tj-' и Т2 (верхний триас), большой неоднородностью и непрерывным площадным развитием. Обычно они имеют линзовидную структуру типа выклинивания или просто прерваны вулканическими породами, что порождает формирование стратиграфических ловушек, в частности, в пределах района Хауд Беркауи и его прилегающих районов (площади Такхухт, Букезза, Геллала и др.).

Образование барьеров проницаемости обусловлено в одних случаях фациальными изменениями, такими как замещение песчаных горизонтов на северо-востоке площади Гелл ала глинистыми разностями на ее юго-западе или же песчаные горизонты перекрываются вулканическими излияниями на площадях BKZ, GEC, DBH, RDC и др. В других случаях барьеры проницаемости образуются в результате диагенетических уплотнительных процессов (механических и химических), среди которых особенно выделяется проникновение соляных (галитовых) и сульфатных растворов от вышележащих соленосных серий или же проникновение карбонатных (мезогенетических и эпигенетических) растворов от нижележащих и вышележащих горизонтов в песчаные коллекторы. Такая ситуация приводит к образованию ловушек неструктурного типа даже в пределах бортов высоких структур,как, например, в районах между HLJ-2 и KG-2 и между НЕВ-3 и НЕВ-1.

Выделяется также обширная зона регионального выклинивания и фациального замещения проницаемых отложений непроницаемыми несколько южнее линии Хасси Р>Мел-Хасси Мессауд, где происходит полное выклинивание коллекторов песчано-глинистого триаса. В этом же плане можно выделить как перспективные зоны:

- западную часть впадины между Хасси Р,Мел и Гуираной;

- склоны свода Тель Ремт;

- склоны прилегающих поднятий к своду Дахар и

Тугурт;

- районы Хасси Смайл-Гуфафа, Даит Ремт.

III. 2. Триасовый бассейн (северо-восточная часть бассейна Уэд эль-Миа)

III.2.1. Триасовые ловушки

В восточной части Триасовой провинции, по тем же критериям выклинивания и фациального замещения коллекторов, выделяются две перспективные зоны, т.е. зоны развития неструктурных ловушек. Первая зона расположена к югу от впадины Радамес вблизи северного борта бассейна Иллизи и простирается в общем направлении восток-запад на протяжении около 110 км по внутренней стороне гра-

ницы выклинивания резервуаров. Вторая зона длиной 80км разграничивается приблизительно на юго-западе Триасовой провинции вдоль регионального разлома. Добавим, что перспективные резервуары могли формироваться также в пределах западного борта прогиба Тартрат, окаймленного региональным разломом в результате выклинивания и эрозии по восстанию глинисто-песчаных пластов.

Наибольший интерес представляют те локальные районы, в которых перспективные участки по разным комплексам совпадают в плане, что увеличивает стратиграфический диапазон возможных продуктивных отложений. Площади, расположенные на структурной террасе Мескер и южной части террасы Метлили-Нса, которые находятся в непосредственном контакте с зоной выклинивания триасового резервуара, наиболее перспективны для образования месторождений УВ.

III.2.2. Палеозойские ловушки Бассейны Уэд эль-Миа и Триасовый

Почти все стратиграфические выклинивания возникли в результате герцинской эрозии. Однако большинство стратиграфических ловушек образовались за пределами впадины Уэд эль-Миа. Здесь вблизи ее границ преобладают литологические ловушки, в частности:

- в окрестностях гряды Агреб-Хасси Мессауд;

- в пределах системы поднятий Месдар-Рурд эль-

Багель;

- борты гряды Амгид эль-Биод и продолжение свода Телемзан.

В указанных районах примечательно то, что длительный геологический период развития региона характеризовался быстрым изменением фаций в сравнительно короткие промежутки времени. Это относится к резервуарам ордовика, верхнего силура и нижней части триаса, расположенным на глубинах 3.6-4.1км. Особенно важно отметить, что вариации характеристики резервуаров происходят в областях пересечения главных тектонических элементов.

III.3. Бассейн Восточный Эрг (Радамес)

III.3.1. Триасовые ловушки

Герцинское несогласие, имеющее на многих площадях локальный рельеф, в определенной мере контролирует распространение коллекторов. В некоторых других случаях формирование ловушек обусловливается фациаль-ными факторами, в частности в районе Уэд эль-Тех и южной части Эрга.

Ловушки, связанные с вулканическими излияниями - новый аспект» для триасовых сахарских резервуаров Многие вулканические излияния в течение триаса проникали в Триасовый бассейн. Во время вулканического затухания отлагались песчаные пачки между разными излияниями. Такие межвулканические коллекторы могут быть хорошими ловушками. Они могут преобразоваться также в структурные ловушки в результате последующих тектонических движений.

Плошадь ГуеНафид (GEF) на севере бассейна Радамес представляет собой лучший пример такого типа ловушек, где продуктивный резервуар заключен между 20-метровой пачкой глин и 60-метровым горизонтом вулканических пород. Наличие АВПД в этом резервуаре свидетельствует о хорошей его покрышке. Такие ловушки могут существовать во многих районах развития вулканических излияний Триасовой провинции.

Ловушки, возникшие в результате дифференциального уплотнения

В осадках глинисто-песчаного триаса часто усиливается образование структур в результате дифференциального уплотнения. Большие русловые тела, какими являются, например, песчаники, встреченные в районах Сиф Фатема (SF), Беркан (ВВК) и др., будут сопротивляться уплотнению, тогда как глины на периферии структуры окажутся сильно уплотнены. Этот механизм может порождать формирование ловушек в середине борта структуры в песчаниках пойменного типа "crevasses-splay" с наклонным водоносным горизонтом, в то время как вершина структуры представляется полностью разрушенной.

Здесь триасовые структуры унаследованы от палеозойского структурирования, некоторые бортовые песчаные горизонты выклиниваются не доходя до вершины, а другие тела, которые доходят до вершины структуры, оказываются с деградированными коллекторскими свойствами. Понятие о такой зоне, представляющей собой как бы "зону выветривания" (Wast Zone), имеет очень важное значение, поскольку если мы попадаем в зону выветривания или же в переходную зону, то оценка перспективности будет совершенно разная. В первом случае нужно искать продолжение размещения резервуара вниз по падению пласта, а во втором - вверх по восстанию пласта.

Исходя из вышеописанной концепции формирования ловушек типа дифференциального уплотнения можно выделить как перспективные следующие объекты в бассейне Радамес:

- Структуры, расположенные вертикально к простиранию песчаных русловых тел, характеризующиеся большой кумулятивной мощностью песчаников. Сопротивляемость указанных песчаников ,к уплотнению значительно усили вает замыкание структур.

- Бортовые части структур, в которых имеет место комбинация структурных условий и стратиграфического выклинивания, что представляет наибольшие шансы для накопления У В в ловушках.

- Такая ситуация (комбинированного типа ловушек) представляется наиболее вероятной . в бортах крупных триасовых структур по аналогии с предложенными моделями.

- Зоны выклинивания отложений глинисто-песчаного триаса на бортах ранних палеозойских структур, наследовавших постгерцинскую топографию.

II 1.3.2. Палеозойские ловушки —

В центральной и южной частях Восточного Эрга палеозойский разрез (от каменноугольного, до ордовика) последовательно эродирован в северо-западном направлении; его отложения срезаны герцинским несогласием и перекрываются триасовыми терригенными осадками, что указывает на большую возможность присутствия стратиграфических ловушек, приуроченных к герцинскому

несогласию. Срезанные коллекторы (в основном девонские и каменноугольные песчаники) могут занимать

топографически высокую, промужеточную или низкую позицию в зависимости от их сопротивляемости к эрозии. Эти возможные палеоморфологические стратиграфические ловушки (холмы, куэсты, месы; склоны, эскарпы; долины) не всегда обеспечены в этом бассейне хорошими покрышками над несогласием. Однако во многих районах они покрываются триасовыми глинисто-алевритовыми разностями и вулканическими породами, в частности, в геоморфологически низких площадях (т.е. в палеопонижениях) особенно развитых в северо-западной части Восточного Эрга. В некоторых случаях барьер составляют сами песчаники, которые уже потеряли свои коллекторские свойства, в результате уплотнительных диагенетических (катагенетических) процессов.

iB свете вышеизложенных факторов можно выделить две подзоны, каждая из которых имеет свои собственные условия формирования ловушек, это:

1) прилегающую к впадине Радамес моноклиналь;

2) борт впадины Радамес, который характеризуется увеличением мощности осадочного комплекса.

Помимо ловушек, фомирование которых обусловлено герцинским несогласием, в этом бассейне присутствуют также большие каледонские угловые несогласия между подошвой микроконгломератовых глин (ордовик) и нижележащими ордовикскими резервуарами, в частности, на юго-западе бассейна Радамес (площади AKR, ARL, FES и EKR), что создает вполне реальные возможности для формирования стратиграфических ловушек в этой части разреза.

Как перспективные территории к вышеописанным можно отнести: 1)кембро-ордовикские структуры, окружающие бассейн Радамес, 2)девонский комплекс на южном и восточном бортах впадины Радамес между площадями Землет Медерба (ZM) и 0U-I01, районы Удет, Удум и др.

III.4. Бассейн Иллизи

В изменении характера разрезов кембро-ордовика бассейна Иллизи намечается определенная закономерность: в направлении от южной и западной периферии региона к

л

V.'

Северо-Иллизийскому палеосводу и выступу Зарзаитин-Ал-рар фациально изменяются и последовательно выклинива- • ются верхняя пачка формации Тин Таления (Уните II), затем формация Ин Краф (Уните Ш-1) и Хамра (Уните Ш-2), а отложения Эджелях (Уните Ш-З) распространены повсеместно.

Было установлено, что зоны регионального стратиграфического выклинивания различных разрезов связаны с вершинами больших положительных структур, тогда как зоны литологического замещения располагаются на удаленных бортах. Как правило, литолошческое замещение продуктивных горизонтов толщи Даль Терминаль (силур) происходит в направлении глубоких палеодолин.

Наибольший интерес представляют собой участки расширения зон развития коллекторов, связанные с осложняющими палеосвод поперечными прогибами. Такие участки расположены на северо-востоке погружения свода. Тин Фуйе, в районах Ирлален и Ихансатен, в пределах зоны дислокаций Оханет-Тамаданет (районы Ин Аменас Север и Тимедратин), на южном борту впадины Радамес вблизи площадей Удет и Удум.

Песчаники, содержащие основные залежи на своде Тин Фуйе, сформировались в зоне, окаймляющей крупное древнее конседиментационное поднятие (Северо-Иллизийский палеосвод). Условия, . благоприятные для формирования таких песчаников, существовали также в неглубоких узких прогибах, осложняющих палеосвод и на вершинах унаследованно развивающихся положительных структур в пределах древней впадины.

Поисковым признаком двух выделенных зон в верхнем песчаном пласте формации Уните IV (Даль Терминаль) является их положение на границе древних областей вздымания и прогибания, а также соответствие полосе больших градиентов мощности по периферии области развития фации микроконгломератовых глин.

ГЛАВА IV. ГЛАВНЫЕ ФАКТОРЫ УПЛОТНЕНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

IV. 1. Эволюция пористости, проницаемости и плотности с глубиной

Установлено, что значения и степень изменения градиентов пористости песчаников и алевролитов разные в различных районах исследованной территории. Градиент пористости для триасовых осадков показывает относительно малые изменения, обычно порядка 0,5%/100м. Значение может меняться от одного района к другому. Это обстоятельство обусловлено главным образом фациальными изменениями так же, как и типом вторичной пористости, развитым в данном разрезе. Для верхнепалеозойских песчаников градиент первичной пористости увеличивается довольно быстро и достигает в некоторых районах бассейна Уэд эль-Миа в интервале глубин 2.9-3.6 км 1,3%/100м. Однако градиент снижения первичной пористости широко компенсируется развитием вторичной пористости, и поэтому средний градиент пористости остается мало изменчивым в интервале глубин 3.1-3.8 км, но иногда меняет знак (рис.2,Ь,<1). Здесь" имеет место неравномерное распределение градиентов пористости, вызванное фациальными изменениями и пористостью типа растворения.

Лучшую устойчивость градиента пористости можно Отметить для нижнепалеозойских песчаников, вде отмечается резкое уменьшение этого параметра, особенно на глубине ниже 3.8 км, - 0,15%/100 м. Такая особенность градиента пористости объясняется тем обстоятельством, что песчаники уплотняются в верхних толщах путем перемещения зерен и деформаций, поскольку пористость здесь уменыпется регулярно. Увеличение градиента пористости в интервале глубин 2.6-З.Зкм вызвана, помимо перемещения зерен, наложенным ' химическим уплотнением типа отложения вторичного кремнезема, вторичного карбонатного цемента, за счет материала, исходящего из нижних слоев. Резкое уменьшение градиента пористости ниже 3.8км обусловлено увеличением поверхности контакта между зернами, следовательно, и снижением напряжения в зоне контакта. На месторождении Хасси Мессауд число вогнуто-выпуклых контактов состав-

ляет 50-65% от всех типов межзерновых контактов. В бассейнах Ахнет-Муйдир-Гурара градиент пористости песчаников увеличивается в верхнем палеозое от 0,8 до 1,0%/100 м, тогда как эти значения уменьшаются постепенно до 0,35%/100м в нижнепалеозойских песчаниках.

Градиенты проницаемости и плотности были установлены подобным образом и повторяют те же особенности уплотнения разреза, что и градиент пористости.

IV.2. Особенности упаковки скелета гранулярных коллекторов, ихгравитационное уплотнение и растворение под давлением

Триасовые резервуары, независимо от содержания пластинчатого цемента, обычно уплотнялись незначительно с глубиной. Зерна в них перемещались в близкой упаковке путем смещения - относительно друг друга на точках контакта, вращаясь и переходя таким образом в близкую упаковку (механическая перестройка).

Девонские и особенно кембро-ордовикские резервуары отличаются множеством вогнуто-выпуклых и шовных контактов, а также трещиноватостью, особенно характерной для месторождения Хасси Мессауд. В этой категории резервуаров упаковка происходит также путем сгибания, связанного с присутствием слюды, эластичной и пластинчатой деформации, связанной с присутствием глин и типичной для девонских ч и каменноугольных резервуаров, в частности, в бассейне Иллизи.

Была проведена сравнительная корреляция индекса плотнейшей упаковки с глубиной, чтобы продемон-трировать влияние теплового потока на упаковку для девонских песчаников (т.е. для фиксированного геологи-еского уровня) при условии близкого содержания пластин-атого цемента (10-15%) и гранулометрического состава (т.е. почти фиксированный петрографический параметр) в бассейнах, различающихся геометрическими градиентами: Ахнет-Муйдир-Гурара, Уэд эль-Миа и Радамес. Оказалось, что песчаники из Ахнет-Муйдир-Гурара заметно более упакованы, чем песчаники из бассейнов Уэд эль-Миа и Радамес, находящиеся ныне на одних и тех же глубинах, т.е. в прямой зависимости от температурных градиентов. Песчаники же Уэд эль-Миа и Радамес (с близкими

термическими потоками) показывают одинаковую степень упаковки (по индексу плотнейшей упаковки). В любом случае роль температуры, вероятно, ограничивается усилением химических уплотнительных процессов и умень-ением прочности зерен.

Подсчеты в шлифах показывают, что в срезе шлифа количество межзерновых контактов, приходящееся на одно зерно в сильно уплотненных породах кембрия, составляет в среднем около 5. Причем, около трех четвертей их приходятся на конформный тип, который и является основной причиной местного (внутрипорового) перераспределения кремнезема. Медианные значения глубин внедрения зерен друг в друга при гравитационном уплотнении и. средние размеры диаметров зерен, слагающих породы различных гранулометрических классов, послужили исходными данными для графического расчета количества растворенного на стыках кремнезема.

Обобщение большого числа данных по Сахарским бассейнам показывает, что потеря проницаемости коллекторами с коэффициентом проницаемости более 50мД при увеличении давления от 320 до 500кг/см2 несущественна и составляет лишь около 1-1,5% ее значения при давлении 320кг/см2. Расчеты показывают, что при залегании одновозрастных кембрийских пород на глубинах 4,0-4,5км эффективное давление при среднем удельном весе вышележащих пород 2,Зг/смЗ и предполагаемом избыточном давлении вод (нефти) 750-500кг/см2 составит около 500кг/см2. Таким образом; на этих глубинах, судя по принятой петрографической аналогии й учитывая эксперименты, коллекторы не уменьшат заметно своей проницаемости при условии, что пластовые температуры не будут резко возрастать.

Гравитационное уплотнение, разумеется, зависит от продолжительности воздействия, эффективного давления на скелет пород. В работе приведена характеристика сопоставимых по гранулометрическому составу, и содержанию глинистого цемента, пород, отражающая степень их гравитационного уплотнения. Отмечается, что более молодые породы юрского и триасового возраста, судя по количеству конформных контактов, уплотнены меньше, чем кембрийские при прочих равных условиях. Здесь несомненно сказывается и глубина залегания пород и их состав.

Гравитационное уплотнение (ГУ) разных по гранулометрическому составу пород приводит к различному во времени ухудшению их коллекторских свойств. В более мелкозернистых породах в силу меньшего размера пор их размеры при внедрении зерен друг в друга в процессе частичной минимальной величины ГУ быстро уменьшаются, что и обусловливает более скорые темпы ухудшения их коллекторских свойств.

И наконец, наивысшая степень ГУ развита в породах с наименьшим количеством глинистого цемента, где наблюдается наибольшее суммарное количество конформных межзерновых контактов. Это объясняется амортизирующей ролью глинистого материала. Повышение его количества препятствует сближению обломочных зерен.

Количественным подтверждением большого значения растворения _ под давлением в окварцевании песчаников может служить баланс между растворенным и вторичным кварцем. Растворение под давлением предполагает, что при отсутствии выноса кремнезема вторичного кварца в бывших порах отложилось столько, сколько его растворилось на контактах обломочных зерен. Например, если вторичного кварца 10%, то 10% его и растворилось, а общая пористость песчаника уменьшилась на 20% (10 + 10%) при условии отсутствия других источников.

По нашим наблюдениям, в некоторых кембрийских песчаниках месторождения Хасси Мессауд можно найти количественные доказательства существования вышеприведенного баланса. Действительно, в полностью окварцо-ванных песчаниках количество вторичного кварца не превышает 10-12%. Если учесть, что пористость песчаников, не имеющих никаких цементов и подвергшихся только гравитационному уплотнению, равна 26-28%, то можно видеть, что в полностью окварцованных песчаниках потеря пористости произошла за счет окварцевания (12%), а частично за счет растворения под давлением (12%). 24% - это та оставшаяся пористость, которая фиксируется в таких песчаниках при изменении физическими методами.

Как видно из вышеприведенного примера, баланс сохраняется (12 + 12 + 4 = 26).

1У.З. Процессы уплотнения резервуаров вследствие поступления кремнезема из других источников

Количественная оценка возможного уплотнения в результате привноса кремнезема в резервуары или его химическое перераспределение применительно к конкретным геологическим и петрографическим условиям Сахарских бассейнов показывает, что:

отложение кремнезема из пластовых и термальных вод может составить 0,5-1,2% вторичного кремнезема (ВК);

- окремнение за счет преобразования иллита в каолинит в цементе песчаников могло составить не более 1% вторичного кремнезема;

иллитизация монтмориллонита выделяет 2,2г кремнезема на каждые 100 г породы, что составляет 1,3% ВК;

- каолинитизация полевых шпатов могла производить 1,5-2,0% ВК, в зависимости от их типа.

В зависимости от конкретных условий того или иного резервуара преобладает тот или иной источник кремнезема. В целом, имеют место в разных соотношениях все вышеприведенные формы ВК, однако главным источником остается растворение под давлением.

1У.4. Основные факторы, контролирующие уплотнение резервуаров

IV.4.1. Мощность песчано-алевритовых коллекторов

Сохранение первично-поровых песчано-алевритовых коллекторов, особенно на больших глубинах, в основном обусловливается мощностью пластов. Чем больше их мощность, тем слабее происходит его уплотнение. В пределах мощных пластов пористость увеличивается от его подошвы и кровли к средней его части. Статистическая обработка данных показывает, что темпы относительного увеличения пористости в средних частях пластов соответственно с увеличением их мощности более существенны по сравнению с темпами увеличения проницаемости, что обусловливается

большой чувствительностью последней к структуре и геометрии порового пространства.

IV.4.2. Глинистый диагенез (катагенез)

Широко развитое АВПД в резервуарах Триасовой провинции играет роль буфера, снижающего эффективное напряжение, испытываемое породой. Образование АВПД в глубокопогруженных сахарских отложениях - результат быстрого уплотнения в глинисто-алевритовых и песчаных породах в геоклинальных бассейнах. Этот процесс обусловлен высокой скоростью осадконакопления и последующим погружением, особенно характерным для Триасовой провинции.

Огромное количество воды, выделенной в результате уплотнения мощных палеозойских глинисто-алевритовых толщ, так же как и триасовых и юрских эвапоритов, проникает в смежные проницаемые песчаники, порождая этим значительное АВПД.

Существенно важен тот факт, что образование избыточного давления и разуплотнение, обусловленное вторичной пористостью, перекрывались во времени и пространстве. Это обстоятельство представляет собой основной ключ к установлению миграции У В и их накоплению в ловушках в Сахарских бассейнах. Дополнительное давление, приводящее к растяжению осадков и их разуплотнению генерируется нормальным растяжением воды, связанным с увеличением температуры при увеличении глубины погребения.

Одним из наиболее важных факторов появления АВПД в Триасовой провинции является тот факт, что в мезозое отлагались мощные толщи осадков с темпами, превышающими возможности заключенных флюидов приспосабливаться к быстро возрастающей наложенной нагрузки.

IV.4.3. Развитие ранних регенерационных каемок

кварца

В свою очередь, появление в мономинеральных кварцитовых песчаниках неполнопорового кварцевого цемента в виде регенерационных каемок до большого мезозойского погружения способствовало образованию

прочного скелета породы, противостоящего дальнейшему уплотнению. Это один из наиболее существенных факторов, обусловливающих сохранение хороших коллекторских свойств глубоко погруженных палеозойских резервуаров в бассейнах Уэд эль-Миа и Радамес.

TV.4.4. Наличие мезозойских эвапоритов

Мезозойские эвапориты, главным образом соли и ангидриты, играют многогранную роль в геологический истории провинции. Во-первых, они обеспечивают прекрасную региональную покрышку для нижележащих триасовых, да иногда и палеозойских резервуаров. Во-вторых, их низкая термическая изоляция снижает прогрев осадков, следовательно, и степень катагенетических уплотнительных преобразований. В-третьих, их сравнительно низкий удельный вес (т.е. низкая геостатическая нагрузка) смягчает гравитационное уплотнение (в частности, механическое) и растворение под давлением. Положительный эффект мезозойских эвапоритов наглядно отражается в значительно лучших коллекторских свойствах триасовых резервуаров по сранению с палеозойскими, находящимися вде триасовой провинции, но на одних и тех же глубинах и при равных других геологических и петрографических условиях.

TV.4.5. Температура и давление

Геотермические градиенты Сахарских бассейнов варьируют от 0,7оС/100 м в триасовых отложениях, до 3,5-б,0°С/100м в палео-зойских, особенно в южных и юго-западных бассейнах. Этот градиент обычно умеренный (1,8-3,4оС/100м) во впадинах Уэд эль-Миа и Радамес, достаточно изменчивый (2,0-4,0°C/100m) . в бассейне Иллизи. Однако температурный градиент меняется в пределах одного и того же района. Его величина зависит от теплопроводности осадков и интенсивности теплового потока.

В пределах бассейна Уэд эль-Миа в кембро-ордовикских резер-вуарах геотермический градиент 3,8-4,5оС/100 м в среднезернистых песчаниках на глубине 4.1 км ассоциируется с пористостью 8-10%, в бассейне

Радамес установлен геотермический градиент 2,8-3,1оС/100м в девонских песчаниках на глубине 3.4км с пористостью порядка 16%, а градйент 1,9оС/100м на глубине 2.9м ассоциируется с пористостью 20-22% в верхнепалеозойских песчаниках того же бассейна. Термический эффект не вызывает непосредственного существенного расширения или сжатия скелета породы, однако он оказывает косвенное влияние, заключающееся в повышении скорости химических реакций и последующем изменении интенсивности уплотнения коллекторов с глубиной.

Давление непосредственно влияет на породу, приводя к некоторому изменению ее физических свойств. В Сахарских бассейнах даже на глубинах, превышающих 4.0 км, весьма редко встречаются раздробленные зерна. Это объясняется тем, что при определенном напряжении чисто механическое преобразование сменяется в основном химическими процессами, особенно растворением под давлением.

IV.4.6. Раннее заполнение резервуаров углеводородами

Водонасыщенные коллекторы по сравнению с нефтенасыщенными в Сахарских бассейнах характеризуются меньшей пористостью и особенно проницаемостью. Торможение или замедление рада диагенетических и катагенетических процессов, особенно приводящих к окрем-нению, при приходе УВ играло важную роль в сохранении фильтрационных и емкостных свойств коллекторов. Естественно, что повышение устойчивости минеральных составляющих коллекторов под защитным действием УВ относится лишь к химическим уплотнительным процессам и не касается механического уплотнения под влиянием увеличивающегося давления.

Помимо "предохранительного" эффекта поступления углеводородов в коллектор, эти же УВ вызывают изменение геохимической характеристики среды, особенно в зоне их контакта с водой, что способствует разуплотнению коллектора путем растворения цемента и компонентов скелета продуктами неполного окисления и преобразования УВ в переходных зонах.

ГЛАВА V. РАЗУПЛОТНЕНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ И ФОРМИРОВАНИЕ ВТОРИЧНОЙ ЕМКОСТИ

V.l. Разуплотнение путем растворения карбонатного, силикатного и глинистого цементов

Большая часть вторичной пористости в древних песчаниках возникает вследствие мезогенетического выщелачивания карбонатных минералов: кальцита, доломита и сидерита. Эта декарбонатизация удаляет осадочные карбонатные компоненты и диагенетический карбонат в виде цемента или продукта замещения. Большая же часть мезодиагенетической декарбонатизации вызвана декарбокси-лизацией органического вещества в глинистых слоях смежных с песчаниками, в ходе органического созревания. Процесс декарбоксилизации приводит к генерации углекислого газа и органических кислот.

Декарбонатизация может создать значительные количества вторичной пористости в течение полузрелого мезодиагенеза.. Однако среднее прибавление карбоната к песчанику в этой. диагенетической стадии- обычно превышает среднее количество удаленного карбоната.

Декарбонатизация, кульминирует в течение зрелого мезодиагенеза, т.е. на той стадии, когда она сильно превышает карбонатизацию. Поэтому много вторичной пористости порождается после, того, как эффективная первичная пористость уже была потеряна. Трещины и несокращаемая пластинчатая пористость, очевидно, обеспечивают достаточный доступ флюидов для декарбонатизации, чтобы начинать процессы выщелачивания даже в песчаниках с низкой проницаемостью.

Огромный объем карбонатов перемещается в растворах вверх от катагенетически зрелых песчаников; они, по крайней мере частично, осаждаются в незрелых и полузрелых песчаниках. В погружающихся кластических садках много содержащегося в них карбонатного цемента подвергается цикличному преобразованию и перемещению вверх, а песчаники на меньших глубинах будут, таким образом, обогащаться карбонатом.

Первичная миграция углеводородов обычно происходит сразу после того, как вторичная пористость уже была образована, поскольку в процессе созревания органи-

ческого вещества главная фаза генерации углеводородов следует после кульминации декарбоксилизации. Эта близкая ассоциация источника' УВ и резервуара • во времени и пространстве благоприятствует аккумуляции углеводородов в коллекторах с вторичной пористостю.

У./. 1. Геохимические предпосылки повышения пористости в результате органического и минерального катагенеза

Кинетические факторы играют важную роль: некоторые реакции самопроизвольные и быстрые, некоторые же зависят от побуждающих реакций и медленные. Побуждающие реакции видоизменяют состав поровых вод коренным образом и представляются главным образом как окислительно-восстановительные или генерирующие кислоты. Они происходят обычно в алеврито-глинистых породах, которые содержат намного больше неустойчивых компонентов, чем песчаники.

Диагенез смешаннослойных глин не только представляет собой потенциальные возможности катализа для окислительно-восстановительных реакций, но он также вовлекает в движение заметное количество флюидов. В этих условиях необходим определенный поток флюидов для того, чтобы обеспечить доступ растворенных в воде органических кислот и угольной кислоты, так же как и перенос растворенного ими материала.

Растворенные органические виды были обнаружены в больших концентрациях почти во всех исследованных пластовых водах, особенно в ассоциирующих с нефтью. Наибольшие концентрации (до 500 мг/л) встречались в пластовых водах сравнительно молодых резервуаров с температурой от 80 до 100оС. В результате термической декарбоксилизации концентрация растворенных органических компонентов понижается с увеличением температур выше 100°С. В то же время концентрация органических видов в подземных водах с температурами ниже 80°С имеет значения ниже 100 мг/л вследствие бактериальной деградации. Короткоцепочечные (С2-С5) анионы алифатических кислот (в основном ацетаты и пропинаты) составляют около 90% этих растворенных органических видов. Детальные химические анализы с использованием

газовой хроматографии и масс-спектрометрии показали присутствие в пластовых водах Сахарских бассейнов более длинно-цепочечных анионов алифатических кислот (С6-С9), декарбоксильных кислотных анионов (С4-С10), фенолов и других органических видов.

Установленные растворенные органические виды могут играть важную роль в минеральном диагенезе. Эта роль касается следующих химических аспектов: 1) органические виды могут составлять основной источник водородных ионов (Н+) и таким образом контролировать косвенно или непосредственно рН и буферную емкость пластовых вод; 2) они действуют как восстановительные агенты, контролирующие окислительное состояние (ЕЮ пластовых вод и концентрацию поливалентных элементов (таких, как железо); 3)они могут быть декарбоксилизированы термически или с помощью бактерий, в углекислый газ и углеводородные газы; 4) они образуют растворимые соединения с металлами и другими неорганическими видами.

У.1.2. Роль угольной кислоты и органических кислот в повышении емкости резервуаров и их 1 цементации

Были установлены другие потенциальные источники кислот для реакций растворения, заслуживающие дальнейших исследований. Такие источники включают водные реакции пиролиза между органическим углеродом и кислородом в воде, которые производят дополнительный СС>2 (вероятно, стимулированный минеральными окислителями), а также реакции, обратные выветриванию в глинах.

В работе приводится сравнение стехиометрических и термодинамических реакционных способностей органических кислот с теми же способностями для углекилоты. Стехиометрическая реакционная способность приводится в форме донорной способности водородного иона и повышенной диссоциации с позиции растворимости соответствующих солей кальция в водном растворе. Донорная способность водородного иона органических кислот вычислена через данные константы диссоциации и показано, что они выше от 5 до 350 раз по сравнению с теми же для углекислоты (рис. 3).

Сохранение пористости обсуждается с позиции растворимости соответствующих солей кальция с органическими кислотами. Растворимость ацетатов кальция выше приблизительно на три порядка, чем растворимость карбоната кальция. Таким образом, органические кислоты будут держать больше ионов кальция в растворе, предотвращая тем самым цементации песчаников карбонатами кальция.

Подсчет свободной энергии (Гиббса) растворения полевых шпатов и кальцита в присутствии угольной и органических кислот показывает лучший термодинамический режим, когда растворяющим агентом является органическая кислота. В работе рассматриваются механизмы растворения - осаждения с участием органических и угольной кислот, которые могут быть прослежены через изотопный анализ углерода первичного и вторичного карбонатного цемента.

Наблюдаемое растворение зерен полевых шпатов составляет 15-20% уменьшения объема для одной моли растворенного полевого шпата. Этот процесс поощряет формирование вторичной пористости, величина которой зависит от количества и типа растворенного полевого шпата.

Растворение зерен полевых шпатов в среде уксусной кислоты обычно требует на 20-80 ккал/моль меньше свободной энергии, чем в среде угольной кислоты. Следовательно, увеличение пористости в присутствии органической кислоты термодинамически более эффективно.

У.1.3. Модель дифференцированного растворения и перераспределения карбонатного цемента с последующим разуплотнением резервуаров (построенная на основании данных по изотопии

углерода)

Проведенные исследования изотопной характеристики углерода карбонатного цемента показывают, что для триасовых резервуаров, расположенных над песчано-алеворитовым комплексом нижнего палеозоя (кембрий-ордовик), устанавливаются следующие закономерности:

- тяжелый изотопный состав углерода приурочен к первичному карбонатному цементу ( & С13 от 0 до + 10°/оо);

- в песчаниках с высокой пористостью за счет растворения реликты

карбонатного цемента содержат тяжелый £ С*3;

- низкая пористость наблюдается в песчаниках с базальным перекристаллизованным карбонатным цементом, заметно преобладающим в верхних частях песчаных тел и содержащим легкие изотопы углерода ( 5 С13 составляет от -2 до -10о/оо). Базалькый цемент возник в результате кольматации коллекторов.

Четко выделяется довольно интересное распределение

8 С13 (и типа карбонатного цемента) по отношению к глинистым пачкам, разделяющим песчаные резервуары (в частности, А, В и С) триаса (рис.4). В песчаниках, расположенных непосредственно выше глинистых пачек, сильно доминирует реликтовый карбонатный цемент с явными признаками растворения, тяжелым 8 С!3 и высокой пористостью. В песчаниках, размещенных непосредственно ниже глинистых пачек, наоборот, сильно доминирует базальный перекристаллизованный карбонатный цемент с легким С!3 и низкой пористостью. Это

означает, что глинистые пачки, разделяющие триасовые резервуары, играют двойную роль. Во-первых, они являются источником кислоты (от декарбоксилизации ОВ), растворяющее воздействие которой особенно сказывается на карбонатном цементе песчаников непосредственно (или наиболее близко) расположенных над ними. Во-вторых, эти пачки играют роль "барьера", задерживающего растворенный карбонатный цемент, поднимающийся вверх от нижних частей песчаных тел или от самой глинистой пачки в результате воздействия кислых растворов. При этом происходит кольматация прослоев коллекторов, расположенных непосредственно ниже глинистых пачек.

Отмечается еще одна любопытная закономерность. В региональном плане и по всему триасовому резервуару более тяжелый изотопный состав углерода карбонатного цемента и относительно более высокая пористость коллекторов свойственны нижней части разреза песчано-глинистого триаса (нижняя серия, резервуар С и нижний глинисто-песчаный триас), т.е. тем песчаным пластам,

которые наиболее близки к поверхности герцинского несогласия. По этой поверхности, вероятно, шли кислые растворы, обогащенные угольной кислотой, генерированной в результате декарбоксилизации ОВ в силурийских и девонских НМП, расположенных на северо-западе, юго-востоке и юге триасового бассейна (северная часть бассейна Уэд эль-Миа). Стоит здесь подчеркнуть, что и миграция УВ на последующих стадиях катагенеза ОВ шла именно по тем же путям, т.е. по поверхности герцинского несогласия от потенциальных силурийских и девонских глинистых НМП в вышеуказанных районах до триасовых (да и палеозойских) резервуаров Триасовой провинции, включая месторождения Хасси Р>Мел, Хасси Мессауд, Аят Хер и др. Органические же кислоты, которые могли бы образоваться в тех же силурийских и девонских НМП, ввиду их относительной неустойчивости не дошли до указанных выше резервуаров.

В бассейне Радамес и некоторых других районах бассейна Уэд эль-Миа. где триасовые резервуары ложатся непосредственно над каменноугольными, девонскими и силурийскими глинами (т.е. поверхность герцинского несогласия срезает карбон, . девон или силур) механизм растворения и перераспределения карбонатного цемента в коллекторах (следовательно, и распределения 8 С13) представляется довольно сложным (рис.5). Ситуация обусловлена присутствием двух разных наложенных механизмов растворения карбонатного цемента в этих условиях. В этих регионах, помимо воздействия угольной кислоты из ОВ глин карбона, девона и силура, имеет место воздействие и органических кислот, которые образуются в них и остаются устойчивыми ввиду их непосредственного доступа в вышележащие триасовые резервуары, минуя длительные пути миграции по поверхности герцинского несогласия в отличие от предыдущего случая. Как было изложено в предыдущих разделах, механизмы образования и воздействия угольной кислоты (процесс декарбоксилизации). и органических кислот (процесс диссоциации) принципиально разные (см. рис.3). В первом случае декарбоксилизация ОВ приводит к образованию С02 (с облегченным органическим углеродом), переходящего в Н2С03, который реагирует с первичным карбонатным цементом, образуя при этом вторичный

перекристаллизованный карбонат с промежуточным изотопным составом углерода (т.е. между минеральным и органическим), порядка от -6 до -12о/0о, в зависимости от преобладания того или иного компонента. Во втором случае органические кислоты, образующиеся в результате термической карбоксилизации ОВ, и их последующая диссоциация с выделением водородного иона (Н+), который реагирует с первичным карбонатным цементом, приводит к перекристаллизации вторичного карбоната, наследующего тот же минеральный углерод с тяжелым изотопом ( $ С13 составляет от 0 до + 10°/оо).

Поскольку в вышеописанных геологических обета-новках имеет место воздействие на карбонатный цемент резервуаров как угольной кислоты, так и органических кислот, то образуются два разных типа (по происхождению углерода) перекристаллизованного вторичного карбоната: одна разность с облегченным углеродом, наследующим от ОВ (случай воздействия Н2С03) и вторая - с нормальным тяжелым (минерального происхождения) углеродом (случай воздействия органических кислот).

В конечном счете образующийся вторичный перекристаллизованный карбонатный цемент представляет собой как бы смесь двух вышеописанных по механизму образования разностей. Следовательно, и изотопный состав углерода этого цемента окажется усредненным ( & С13 = от 0 до -4%о) между двумя чистыми разностями, т.е. он менее тяжелый, чем в случае протекания одного процесса растворения под воздействием органических кислот, но менее легкий, чем в случае воздействия одной угольной кислоты.

Здесь вполне понятно наличие возможности многофазной перекристаллизации карбонатного цемента песчаников в зависимости от сочетания (во времени и пространстве) волнового воздействия как угольной кислоты, так и органических кислот со всеми последующими отражениями на пористости и изотопном составе данного (конечного) карбоната.

Наконец, преобразование и растворение карбонатного цемента в самих палеозойских резервуарах (каменноугольных, девонских и силурийских) всех бассейнов имеют идентичный характер с вышеописанным случаем триасовых резервуаров бассейна Радамес и некоторых

районов в бассейне Уэд эль-Миа, поскольку эти палеозойские резервуары (С, D, S) непосредственно переслаиваются с многочисленными мощными, довольно зрелыми и богатыми OB глинистыми толщами. Последние способны генерировать в больших объемах как Н2СО3, так и органические кислоты, имеющие непосредственный доступ в смежные резервуары.

У.2. Разуплотнение путем интергранулярного растворения (кварцевых зерен и кремнистого цемента) под давлением (ИРПД) с выносом Si02 в щелочных условиях

V.2.I. Влияние различных петрографических факторов на ИРПД

Количественная петрографическая оценка с помощью котодной люминесценции и сканирующей электронной микроскопии демонстрирует, что несколько геологических переменных оказывали влияние на интергранулярное растворение под давлением (ИРПД) в сахарских песчаниках. Во всех изученных комплексах существует линейная зависимость между средним размером зерен и ИРПД: более мелкозернистые песчаники испытывали большее растворение под давлением. Присутствие значительных иллитовых "примазок" на кварцевых зернах способствовало ИРПД, тогда как в породах с лучшей отсортированностью и более однородным составом скелета процессы растворения под давлением проявились меньше. Присутствие "ранних" цементов типа кальцита, доломита, ангидрита подавляло ИРПД и поэтому способствовало сохранению относительно большого объема интергранулярных емкостей. Как исключение можно рассматривать песчаники, которые были значительно цементированы в течение мелкого погребения, дальнейшее их глубокое погружение существенно увеличивало объем их растворения под давлением.

Помимо размера зерен, значительное влияние на ИРПД в сахарских резервуарах оказывала температура. В региональном плане количество ИРПД увеличивается с увеличением термической зрелости (или минеральной устойчивости).

У. 2.2. Баланс кремнезема

Исследования множества песчаников из различных возрастных комплексов Сахарских бассейнов показывает, что во многих случаях гораздо больше кварца было растворено в процессе ИРПД, чем имеется вторичного кремнезема в виде цемента. По-видимому, указанные песчаники экспортировали кремнезем в течение катагенеза. В других случаях количество растворенного кварца ИРПД равно или меньше, чем количество вторичного кремнезема (цемента), подсчитанного в тех же участках. Петрографическая оценка показывает, что при кварцевом катагенезе большая часть кварцевого цемента возникла не за счет растворения под давлением, а из других источников. Следовательно, песчаники ведут себя как импортеры кремнезема (до 4.5%- случай ордовика Ахнет и Муйдир) в течение раннего диагенеза (катагенеза) и как экспортеры кремнезема (до 8.5% - случай кембрия Уэд эль-Миа) в течение позднего и интенсивного диагенеза (катагенеза) (см.рис.2,с). Таким образом, ИРПД может приводить к увеличению интергранулярной пористости или к ее сокращению. Все зависит от физико-химических условий среды, действующих в сторону выноса или же отложения на месте растворенного кремнезема, а также от петрографических особенностей песчаников, в частности их гранулометрического состава.

V. 2.3. Механизм переноса кремнезема в резервуарах

Вычисление гидрологических требований, необходимых для баланса кремнезема, представляется довольно сложным, поскольку ИРПД в результате имеет динамическое сокращение как массы, так и объема породы, а также нередко пористости. Такие требования были моделированы для различных петрографических и геохимических систем. Первичные результаты предполагают, что потребуется 104-105 смЗ воды на каждый смЗ песчаников типа кембрийского комплекса Уэд эль-Миа, чтобы мог экспортироваться наблюдаемый объем подсчитанного кремнезема.

*

С другой стороны, если допустить, что кварцевый цемент в песчаниках типа ордовикского комплекса Ахнет Муйдир был образован в самой породе за счет ИРПД, то никакого потока воды не потребуется и указанная формация (ордовика) приближается к изохимической системе.

Кремнезем, исходящий от ИРПД в условиях глубокого погружения, должен перемещаться вверх по восстанию в пределах изолированных пластов или еще вверх по стратиграфическому разрезу, вероятно, по разломам и тектоническим нарушениям. Такой сценарий может объяснить региональную вариацию, наблюдаемую в системе ИРПД и кварцевой цементации в пределах индивидуальных песчаных комплексов, исследованных бассейнов, в частности Ахнет Муйдир, Иллизи, Уэд эль-Миа и др.

В этой связи представляется, что рециркуляция флюидов путем конвекции является также довольно вероятным механизмом для переноса кремнезема в этих условиях, в частности при щелочном характере вод, обусловленном разложением слюд и полевых шпатов. Рециркуляция флюидов представляется правдоподобной по следующим причинам: 1)она находится в полном соответствии с присутствием соляных рассолов; 2)эффектив-ный нагрев означает изменение фазового состояния флюида в порах во много десятков раз; 3)она характеризуется большой скоростью течения, что может способствовать протеканию кварцевого диагенеза (катагенеза) как дискретного процесса в разумном геологическом масштабе времени.

Спокойно погружающийся пористый, проницаемый песчаный пласт в условиях геотермического градиента порядка 25°С/1 км будет неизбежно испытывать спокойную одно ячеистую конвекцию в пределах какой-то части пространства. Это движение флюида может транспортировать растворенный кремнезем в километровом масштабе гораздо быстрее, чем диффузионные процессы.

В условиях более высоких термических градиентов, в частности в палеозойских отложениях западных и центральных сахарских бассейнов, и при наличии двух резко отличных компонентов применение такой теоретической модели будет означать протекание не только

одноячеистой конвекции в наклонном и насыщенном песчанике, но и более сложной энергичной многогранной (состоящей из малых политипных приблизительно гексагональных ячеек) конвекции. Подобные конвективные ячейки можно выделить также для движения вышеохарак-теризованных кислых поровых флюидов.

У.2.4. Соотношение уплотнительных процессов и цементации за счет ИРПД при формировании интергранулярной пористости

Интергранулярная пористость в песчаниках представляется как результат того, сколько первичной интергранулярной емкости было уничтожено уплотни-тельными процессами (оба - механический и химический) и сколько от оставшегося интергранулярного объема было закупорено цементом. В пределах некоторых изученных площадей (ордовикские песчаники Хамра и Бепора) уплотнительные процессы оказались более рещающими в определении конечной пористости, чем цементация (рис.6). В девонских песчаниках на площадях Реггана и Уэд Талах отмечалась противоположная тенденция: цементация играла решающую роль в сокращении первичной емкости резервуаров. В девонских песчаниках площади МБ-101 уплотнительные процессы и цементация играли приблизительно одинаковую роль. В любом случае присутствие "раннего" цемента препятствовало ИРПД и поэтому сохранился относительно большой свободный межзерновой объем. Подсчет баланса кремнезема показал, что ИРПД является важным фактором переноса масс.

Исходя из факта наличия генетической связи между ИРПД и кварцевым цементом в локальном масштабе получается, к примеру, что исследованные песчаники из кембрия Уэд эль-Миа экспортировали 7,26%. кремнезема в результате ИРПД, песчаники из девона Радамес - 4,9% 8Ю2, песчаники из каменноугольного Иллизи - 8,36% 8Ю2, а песчаники из ордовика; Ахнет Муйдир, напротив, импортировали 4,49% ЗЮ2. Петрографический анализ показывает, что большинство кварцевого цемента было отложено в песчаниках "экспортерах" до главной стадии ИРПД.

В кембрийских коллекторах месторождения Хасси Мессауд четко отмечалось существенно больше вторичного кремнезема в верхней части песчаного тела, чем в его нижней части, а распределение пористости имеет, естественно, противоположный характер, что указывает на перенос 5Ю2 снизу вверх в результате ИРПД в щелочных условиях, созданных при разложении полебых шпатов и слюд. Все это отражает совокупность геологических и геохимических процессов формирования конкретных резервуаров.

Обобщение всех диагенетических и катагенетических процессов, включающих преобразование цемента коллекторов (с указанием первичных и аутигенных минеральных фаз), эволюцию поровых вод (как в составе, так и в объеме) и особенно органического и неорганического воздействия, приводящего к образованию угольной и органических кислот, вовлекающих, в свою очередь, значительный перенос карбонатных и силикатных масс, синтезируется в общей модели на рис. 7. Указанные выше процессы суммируются применительно к формированию коллекторских свойств резервуаров, обусловленному двумя фазами выщелачивания карбонатного и силикатного цементов под воздействием генерированных угольной и особенно органических кислот, а также одной фазой растворения кварца под давлением с последующим его переносом в щелочной среде. Все эти три фазы перекрываются во времени и пространстве, что обусловливает фактически волновой характер переноса масс карбонатов и силикатов вверх и приводит к циклическому преобразованию коллекторов в условиях постоянного погружения верхних кольматированных или не совсем "зрелых" песчаных горизонтов.

ГЛАВА VI. ФОРМИРОВАНИЕ САХАРСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ: ДВА КОНКРЕТНЫХ ПРИМЕРА КОМПЛЕКСНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ДИАГЕНЕТИ-ЧЕСКИХ (КАТАГЕНЕТИЧЕСКИХ) ПРЕОБРАЗОВАНИЙ В РАЗНЫХ ПО ГЕОЛОГИЧЕСКОМУ РАЗВИТИЮ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ

VI. 1. Связь между литологическими и петрофизическими характеристиками кембрийских резервуаров бассейна Уэд эль-Миа на примере гигантского месторождения Хасси Мессауд

В этом разделе исследуются аспекты диагене-тических (катагеиетических) преобразований, особенно процесс силицификации, и оценивается их влияние на качество резервуара в целях картирования зон низких притоков или непродуктивных горизонтов при разработке месторождения.

Результаты показывают, что продуктивность в большинстве из исследованных разрезов обратно пропорциональна степени окварцевания. Главной причиной оквар-цевания является растворение под давлением обломочного кварца при отсутствии условий для его выноса из среды растворения. При этом процессе снижение пористости и проницаемости происходит за счет как сближения зерен в местах растворения (на контактах), так и переотложения вторичного кварца в порах. Второстепенным источником кварца был процесс каолинитизации первичного иллита, а также его отложение из пластовых (возможно, и термальных) вод в проницаемых пачках пород.

По мере увеличения степени окварцевания из разряда коллекторов постепенно выбывают сначала мелкозернистые, затем среднезернистые и в последнюю очередь крупнозернистые песчаники. В очень сильно-оквар-цованных горизонтах коллекторами промышленйой емкости, как правило, являются только прослои крупнозернистых песчаников.

Формирование месторождения началось после окварцевания песчаников и не оказывало ощутимого внияния на окварцевание. Основной этап окварцевания произошел в период, предшествующий герцинскому несогласию.

Седиментационные факторы, зависящие от фациаль-ных обстановок, играли также важную роль в определении коллекторских свойств изучаемого резервуара.

VI.2. Триасовые резервуары на севере Триасовой провинции - модель диагенеза и катагенеза

Предлагается детальная модель совокупности всех минеральных и органических диагенетических и катагенети-ческих преобразований в геологическом контексте Триасовой провинции, приводящих к формированию триасового резервуара в его нынешнем облике.

При отсутствии ранних цементов, уплотнение привело к сильному сокращению пористости. Смешаннослойные иллит-монтмориллонитовые минералы были преобразованы в высококристаллизованные иллиты, пройдя через смешаннослойные упорядоченные фазы типа алевардита и калькберга на средних глубинах. Ранние скелетные нежелезистые карбонаты (цемента) были интенсивно растворены, образовав при этом широко развитую вторичную пористость. Поздний отложившийся карбонатный цекмент включает железистые доломит, анкерит -и сидерит. Последующая в позднем мезозое инверсия триасовых бассейнов привела к переобнажению краев бассейнов и мелко погруженных других бассейнов. Современные грунтовые воды обычно маломинерализованные, часто с нейтральными рН, но способны растворять карбонатный и галитовый цементы, а также полевые шпаты и окисное железо. В бассейнах Уэд эль-Миа и Радамес, однако, триасовые пластовые воды сильно преобразованы в результате проникновения кислых растворов от более глубоких горизонтов, эти растворы приобретают свой кислотный характер от угольной кислоты и других органических кислот, исходящих от декарбоксили-зации органического вещества и ее термического преобразования. Кислые воды вызвали разрушение полевых шпатов с отложением большого количества аутигенных кандитов, а также растворение карбонатного цемента и раннего окис-ного (железа) цемента.

ГЛАВА VII. ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И

СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЕМКОСТНЫХ И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ РЕЗЕРВУАРОВ

VII. 1. Дифференциация генетических типов пористости, особенности фильтрации и продуктивности резервуаров

Четыре главных типа пустотного пространства имеют место в сахарских песчаниках: интергранулярная пористость, пористость растворения, микропористость и трещинная пористость. Первые три типа, относящиеся к текстуре породы, не могут считаться полной характеристикой при составлении тройной классификационной диаграммы. Необходим учет трещиноватости, которая может быть ассоциированной к любому типу пористости.

Тип пористости редко бывает однородным в породах. В результате этого имеются проблемы интерпретации каротажа в песчаниках, содеожащих значительное количество микропор и сообщаемых макропор. Микропоры могут держать неподвижную воду в то время, как макропоры могут содержать подвижную нефть и газ или воду в зависимости от высоты над поверхностью водонефтяного (водогазового) контакта. Вычисления по каротажу в случае обильной микропористости могут показать высокое насыщение резервуара водой и непродуктивный интервал, хотя резервуар может быть способным производить чистые от воды углеводороды, поскольку вода неподвижна в этих условиях она остается адсорбированной на поверхности глинистых минералов в микропорах.

Фильтрационные свойства сильно зависят от геометрии порового пространства. Кривые инъекции ртути показывают, что проникновение ртути при измерении проницаемости (при одном и том же давлений) в случаях коллекторов кембро-ордовика Ахнет, Муйдир и девона Иллизи и Радамес происходит при диаметрах около 2.6 и 2.8 микрона соответственно, а в случае триаса Хасси Р'Мел и кемброордовика Уэд эль-Миа - при 3.3 и 3.8 микрона. Этот критерий отражает, скорее всего, структуру порового пространства, поскольку мы замечаем, что приток

жидкости происходит на приблизительно равном уровне в коллекторах, имеющих разные пористости.

Анализ фильтрационно-емкостных особенностей и структурной характеристики порового пространства других генетических типов пористости (тип растворения и интергранулярная) применительно к тем же комплексам коллекторов приводится в работе детально.

Следует подчеркнуть, что пористость типа растворения особенно развита в триасовых и девонских коллекторах (в частности, растворение карбонатного цемента и полевых шпатов), а также в кемброордовикских коллекторах (главным образом растворение полевых шпатов и кремнезема (кварца) под давлением с последующим его выносом поровыми щелочными растворами). Интергранулярная пористость и пористость растворения изученных коллекторов хотя и различны по генетическому типу, однако по фильтрационно-емкостным и структурным характеристикам относительно сходны. Коллекторы, в которых преобладает микропористость, показывают высокое насыщение неподвижной воды. Для того чтобы такие песчаники стали продуктивными резервуарами, необходимо в них проводить разрыв (гидравлический) в целях обеспечения достаточной сообщаемое™ между микропорами.

Такой подход нами был в свое время рекомендован для площади Руд эль-Шегга (RDC) на севере бассейна Уэд зль-Миа, где заброшенный резервуар (со слабыми показателями пористости и проницаемости на каротаже, маскированными высоким насыщением водой в микропорах) был превращен в хорошее продуктивное месторождение.

VII. 2. Структурные особенности порового пространства и фактор формы как критерия для корреляции ' емкостных и фильтрационных свойств коллекторов

Типичные корреляционные поля пористости и проницаемости показывают общую тенденцию к усилению проницаемости с увеличением пористости. Однако сильный разброс точек в поле корреляции и его широкое распространение указывают на слабую корреляцию параметров, т.е. какому-то значению одного параметра

соответствует множество значений другого параметра, и наоборот. Другими словами, существует множество точек, для которых характерна не прямая, а обратная зависимость между эффективной пористостью и проницаемостью. Прямая зависимость обусловлена тем, что общее увеличение пористости вызывает расширение апертур пор и межпоровых каналов, по которым протекают флюиды. Вторая тенденция обусловлена тем, что из песчаников, обладающих близкими значениями пористости, лучшие проницаемости будут свойственны тем, которые обладают лучшими (более простыми) поровыми структурами (с точки зрения гидравлического сопротивления) даже при меньшей пористости. Следует учитывать эти две противоположные тенденции корреляции пористости и проницаемости, что представляет огромный интерес для установления такого параметра, который может одновременно отражать обе тенденции. Это означает, что такой параметр должен увеличиваться или уменьшаться с общим улучшением или ухудшением пористости и проницаемости песчаника. Он должен также, оставаться неизменным для тех песчаников, которые обладают одинаковыми петрофизическими свойствами, даже когда изменения пористости и проницаемости обратно пропорциональны.

В целях наибольшей представительной характеристики геометрии и структуры пор мы предлагаем параметр, так называемый фактор формы. Последний оценивается как коэффициент формы:

К.Ф. - 81/2/Р, где Б - площадь поры, Р - периметр шара, эквивалентного по площади пористой фигуре, являющейся объектом оценки. В самом деле, фактор формы, характеризующий морфологию порового пространства, отражает гидравлические свойства породы, т.е. соотношение суммарного периметра сечения поры площадью 1 см2 к эквивалентному периметру идеального цилиндрического канала: 1/Ь.

Таким образом, если эффективная пористость определяет массу флюидов, циркулирующих в пласте, то коэффициент формы представляет величину ее притока. Чем меньше эффективной пористости, тем меньше будет масса флюида, циркулирующего в пласте, поскольку увеличение фактора формы вовлекает динамическое контактное сопротивление для притока флюидов. Широкая статистическая

корреляция, произведенная на песчаниках, отобранных в разных геологических обстановках сахарских бассейнов, показывает, что почти все литологические параметры (содержание цемента, средний размер зерен, коэффициент сортировки, индекс упаковки) оказывают влияние на структуру пор в коллекторах. А фактор формы, описывающий структуру пор, полностью отражает комплекс седимента-ционных и уплотнительных процессов, поскольку конфигурация порового пространства определяется совокупностью упаковки, цементации, растворения и сжатия одновременно. Анализ проведенной корреляции коэффициента формы с проницаемостью показывает присутствие линейной функциональной корреляции в полном согласии с классом пористости песчаника. Это означает, что фактор формы представляет собой искомый критерий, который одновременно отражает обе тенденции (прямую и обратную) корреляции пористости и проницаемости. Другими словами, фактор формы увеличивается или уменьшается с общим улучшением или ухудшением притока флюидов, так же как и динамической емкости резервуара.

ГЛАВА VIII. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ГЕНЕРАЦИИ, МИГРАЦИИ И НАКОПЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

VIII. 1. Общая геохимическая характеристика потенциальных нефтематеринских пород

VIII. 1.1. Силурийские нефтематеринские граптолитовые глины

Хотя силурийские НМП находятся сейчас во многих районах в зоне газового "окна", они не были сильно прогреты. Это кажущееся противоречие объясняется поднятием и эрозией палеозойских осадков в течение герцинского орогенеза.

В большинстве случаев сегодняшняя глубина погружения отдельных НМП оказалась менее, чем она была до герцинского поднятия. В бассейне Иллизи, в частности в южной и западной его частях, наиболее глубокое погружение имело место до герцинского поднятия. Незначительное поднятие не понижало существенно

температуру, следовательно, продолжалось созревание ОВ, хотя более медленными темпами. В результате уровень созревания оказался выше, чем можно было ожидать для сегодняшних температур. В бассейне Радамес, однако, имело место существенное поднятие, затормаживая, таким образом, созревание ОВ. Когда погружение после герцинского тектогенеза приближалось к догерцинским глубинам, созревание начинало вновь увеличиваться. В реальности такое увеличение имело место к началу мела после "замораживания" созревания более чем на 100 млн лет. Региональная оценка средних значений содержания общего органического углерода (Сорг) учитывает уровень зрелости ОВ (поскольку площади, характеризующиеся перезрелостью, имеют низкие значения Сорг), а также исходные депоцентры.

Выделяются всего лишь несколько площадей, где среднее содержание Сорг превышает сегодня 2%. Эти площади соответствуют, как правило, исходным депоцен-трам, которые не являются сегодня перезрелыми. Представляется, что в прилегающих депоцентрах осадки с ОВ были быстро погружены, что обеспечило сохранение керогена. В перезрелых депоцентрах содержание ОВ было сокращено с образованием УВ, а следовательно, их НМП не обязательно имеют высокие значения Сорг.

Анализ геохимических данных показывает, что перезрелые площади с низким содержанием Сорг имели первоначально высшие значения последнего. Созревание просто истощало содержание Сорг. В этом плане два региона представляют особый интерес: Север Сбаа и Радамес. В последнем бассейне содержание исходного Сорг естественно было выше, чем содержание современного остаточного Сорг ввиду зрелости керогена, который находится за максимумом генерации У В. Это показывает, что потенциал нефтяной генерации в этом регионе больше, чем можно было бы ожидать, если учитывать только современные значения Сорг. Щ севере бассейна Сбаа содержание исходного Сорг достигает 9%, в целом существенно превышает современное среднее значение (порядка 3%). Эта площадь, по-видимому, должна была быть обильным генератором УВ.

Другая площадь, представляющая особый интерес, -это Триасовый бассейн. В районе Беркауи, вблизи

месторождения Гелала (площадь ТКТ включительно) выделяется зона с высокими значениями исходного и современного Сорг, относящаяся к высокопотенциальным силурийским НМП, которые могли питать известные месторождения Хасси Мессауд и Хасси Р>Мел.

VIII. 1.2. Девонские пефтематеринские глины

По сравнению с силурийскими девонские НМП существенно менее зрелые, и лишь некоторые площади их распространения находятся в конденсатном и газовом "окне". Это положение наиболее наглядно отмечается в бассейне Тимимун,где мощность девона превышает 1 км на глубинах более 3 км, что влечет за собой большие разности в температурах и что отражается на данных зрелости толщ. В самом деле, в некоторых районах кровля девона ОВ глин не является зрелым (R0 = 0,4-0,5), тогда ь

как в кровле силура это вещество уже оказывается перезрелым (R0 > 1,8). Однако следует учесть, что есть и зрелые девонские глины внутри этого интервала, что важно при оценке нефтегазоносности и направления миграции У В.

В свою очередь, исходное и современное содержание Сорг девона так же как его распределение по бассейнам, очень различаются по сравнению с силуром. Так, в бассейнах Муйдир, Радамес и Иллизй верхнедевонские глины содержат наибольшее количество Сорг (2-8%). Здесь значения Сорг часто существенно выше значений для соответствующих пород силура (обычно выше 2%), в частности в северной части бассейна Радамес и бассейне Муйдир. С другой стороны, в западном направлении по платформе содержание Сорг в верхнедевонских глинах снижается. Все эти изменения, возможно, связаны с изменением направления сноса и качества обломочного материала по сравнению с силуром. В целом девонские глины гораздо мощнее силурийских и достигают 2 км. Особый интерес представляют площади, где мощность глин верхнего девона превышает 500м, - бассейны Радамес и Иллизи.

В итоге верхне- (и средне) девонские глинистые НМП представляют интерес в бассейнах Радамес, Южный Тимимум и Регган, тогда как силурийские - в бассейнах Триасовой провинции, Бешар, север Сбаа и Северный

Тимимун. В других районах эти два нефтематеринских горизонта, на наш взгляд, обладают одинаковым нефтеге-нерационным потенциалом.

VIII. 2. Генерация и направления миграции VIII. 2.1. Генерация в силурийских НМП

Существуют два района, где силур представляет собой интерес в путях миграции в догерцинском времени. Первый включает Восточный Тимимун, Радамес и бассейн Триаса. На этих площадях миграция шла на север к региону севернее месторождений Хасси Р>Мел и Хасси Мессауд. УВ, генерированные внутри этого региона, возможно, были разрушены в результате поднятия и эрозии в период герцинского орогенеза. Вторая область, представляющая интерес, это регион, охватывающий бассейны Радамес и Иллизи. УВ, генерированные в этом регионе, мигрировали, по-видимому, непосредственно ко многим сегодняшним Месторождениям (Б-б) нижнего девона. Хотя в то время генерировалось всего лишь небольшое количество УВ, главное, что эти УВ достигли большинства указанных месторождений. Более того, направление миграции УВ к этим месторождениям не изменились с догерцинского времени.

К концу триаса силурийские зоны генерации УВ охватывали, по-видимому, большую площадь западной части платформы и отдельные части бассейнов Радамес и Иллизи. Миграция вдоль Эль-Биод имела южное направление далеко от погруженных зон к более поднятым и обнаженным. Миграция вдоль границы бассейнов Радамес-Иллизи остается прежней - в сторону сегодняшних месторождений резервуара (Р-6) (нижний девон).

В позднем мезозое миграция все же продолжается к месторождениям Р-6, таким, как Тин-Фуйе, Табенкорт в бассейне Иллизи. Идет также миграция генерированной нефти в южных частях бассейнов Тин-дуф и Регган и к обнаженным зонам. В бассейнах север Сбаа, Эль-Биод (поднятие) и Южный Тимимун также генерируются УВ, мигрирующие к обнаженным зонам.

VIII.2.2. Генерация в девонских НМП

Верхний девон не имел в догерцинское время больших очагов, которые могли бы генерировать У В. Углеводороды, генерированные в бассейне Тимимун могли бы мигрировать в разных направлениях. Те УВ, которые мигрировали к северу и западу, должны были разрушаться в течение герцинского поднятия, а мигрировавшие в других направ-лениях, могли бы ловиться в ловушках, которые представляют интерес для поисков нефти.

К концу триаса глины верхнего девона начали генерировать УВ в бассейнах Иллизи и Радамес, которые сегодня размещены в резервуарах самого верхнего девона. На западе платформы УВ мигрировали как к погруженным, так и к обнаженным зонам. Первые, по всей вероятности, были разрушены, а вторые могли бы ловиться в ловушках под триасовыми соленосными горизонтами.

Девонские НМП сегодня не очень отличаются от силурийских. В бассейнах Иллизи и Радамес УВ мигрируют, видимо, к сегодняшним девонским месторождениям на юге и к триасовым - на севере. В южных частях бассейнов Тиндуф и .Регган нефть, возможно, была разрушена к выходу на обнажениях.

В бассейне Север Сбаа УВ мигрируют с разных направлений в район КВХ. Эта структура не достигла к концу девона фазы нефтяного окна, однако она может быть перспективной в результате миграции УВ из более глубоких горизонтов.

УШ.З. Геохимия Триасовой провинции

VIИ. 3.1. Нефтематеринские породы

VIII.3.1.1. Восточная часть провинции (бассейны Радамес и

Иллизи)

Каменноугольные глины характеризуются относительно невысоким содержанием ОВ (Сорг = 0,1-0,8%). Гумусовое органическое вещество карбона не могло генерировать значительное количество углеводородов из-за его низкого созревания Ж0 = 0,4-0,6%). Однако ОВ пород карбона генерировало значительное количество УВ в наиболее погруженных частях этого региона.

В целом в породах каменноугольной системы распространено ОВ II типа, содержание которого изменяется от 0,1 до 0,8%. Ввиду своего относительно невысокого содержания ОВ и ограниченного площадного распространения оно считается незначительным источником газовых УВ в Триасовом бассейне, хотя толщи каменноугольных глин довольно мощные в бассейнах Радамес и Иллизи. В позднем каменноугольном времени кероген не достиг ГФН. Однако, учитывая большую мощность этих отложений можно рассчитывать на образование УВ в достаточных количествах для формирования месторождений. Благоприятным фактором в этом процессе является приуроченность структурных и стратиграфических ловушек к нефтегазогенерирующим толщам.

В бассейне Радамес имеются мощные толщи девонских глин, содержащих большие количества термически зрелого аморфного ОВ с повышенным содержанием сапропелевых компонентов. Эти глины могут считаться отличным источником жидких УВ. Содержание экстрагируемого ОВ, а также распределение насыщенных У В в нефтях показывают, что девонские фации производили большие кЬличества нефти высокого качества. Подстилающие девонские и триасовые резервуары, связанные с девонскими глинами путями миграции, представляют отличную перспективу для поисков нефти.

В бассейне Иллизи девонские НМП имеют подобную характеристику, как и в бассейне Радамес, только их мощность менее значительна.

В Триасовом бассейне девонские пласты оказались бедными ОВ и не представляются потенциальными НМП.

Отложения силура в западной части Триасового бассейна содержат большое количество очень зрелого органического вещества, и являются принципиальным источником УВ. В их распределении большую долю занимают нормальные парафины с низким молекулярным весом. В южной части бассейна Радамес и северной части бассейна Иллизи в" глинистых породах силура Сорг = 0.51.5%. Это аморфное ОВ находится в условиях завершения ГФН. Нефть девонских и триасовых резервуаров, находящихся в непосредственном контакте с этими глинами, вероятно, силурийского происхождения.

VIII.3.1.2. Северная часть провинции (бассейн Уэд эль-

Миа)

Настоящее распределение общих мощностей глинистых пород палеозоя (ордовик, силур, нижний девон) обусловлено условиями осадко-накопления и интенсивностью герцинской эрозии различных разрезов региона. В течение геологической эволюции наиболее мощные палеозойские глины были локализованы на юге, юго-западе и западе региона. Здесь первичная мощность этих отложений максимальная, а интенсивность герцинской эрозии минимальная. Общая настоящая мощность глин составляет 600-700м на юге, 280-660м на западе и 220-460м в центре.

Главными нефтематеринскими породами в бассейне Уэд эль-Миа являются глины силура, девона и в некоторой степени ордовика.

Только в южной части региона НМП ордовика оказались в ГФН в конце палеозоя, когда и происходила основная генерация нефти в этих отложениях. В настоящее время в этих толщах возможна генерация конденсата и газа. На остальной территории эти породы вошли в ГФН лишь в позднемеловое время.

Тип органического вещества силура и нижнего девона сапропелевый, смешанный и гумусовый. Оно интенсивно генерировало УВ на юге региона в палеозое, а в остальных его частях - в мезозое. В настоящее время эти породы находятся на завершении ГФН и в нача-ле ГЗГ.

Радиоактивные глины нижнего силура являются хорошими НМП в центре и на северо-востоке региона. Верхний девон и карбон представляют собой удовлетворительные НМП на юго-западе и северо-западе региона.

В разрезах триаса, юры и мела распространены породы обедненные ОВ и невысокой степени преобразованное™ Ж0 = 0.3-0.5%), что обусловило низкий НМ потенциал, который в этих условиях не мог быть реализован.

VIII.3.2. Характеристика нефтей

VIII.3.2.1. Восточная часть провинции

В целом все нефти химически похожи, что внушает мысль, что они могли бы исходить от одних и тех же или близких НМП. Анализ распределения насыщенных УВ

(С10), отношения пристан/фитан и распределения изопре-ноидов не обнаруживает четких различий.

Единственный анализ гаммы газолина С4-С7 показывает определенные различия между нефтями.

На основании состава группы С7 разветвленных, циклических и нормальных можно было различать следующие пять групп нефтей: '

1.Триасовые: в месторождениях Хасса Р>Мел, Уэд Нумер, Аят Хер, Бэн-Кахла, Беркауи, Галлала, ТКТ, Дра эль-Тамра, Макуда, Хасси Кескаса.

Кембрийские: в месторождениях Хасси Мессауд, Эль-Гасси, Рурд эль-Багел, Месдар.

2.Триасовые: в месторождениях Незла, Гасси Туил, Хасси Шорги, Рурд-Нусс.

Девонские: в месторождении Тамаданет.

3.Девонские: в месторождениях Мерексен, Стах (Р4,

4.Девонские: в месторождениях Ла-Рекули, Тигун-турин, Газел (Р2, Р4, Р6).

5.Триасовые: в месторождении Эль-Бурма.

Девонские: в месторождении Стах (Е3).

Эти различия обусловлены термической зрелостью и временем заполнения ловушек, однако очевидная связь с НМП не вызывает сомнения. Триасовые резервуары Незла, Гасси Туил, Хасси Шорги и Рурд эль-Нусс содержат наиболее зрелые нефти. Триасовые же резервуары Эль-Бурма и девонские (Р3) месторождения Стах содержат наименее зрелые нефти.

Палеотектонический анализ выявляет наличие двух групп структур, заключающих скопления УВ. Имеются, с одной стороны, относительно древние структуры с хорошей покрышкой, существующие уже в Триасе (Рурд эль-Багел, Месдар, Эль-Бурма, Хамдат эль-Бур-ма, Хасси Кескаса), с другой - более современные структуры, формирование которых имело место к концу нижнего мела (Незла - север, Гасси Туил, Хасси Шорги, Рурд эль-Нусс).

По соотношению У В, в частности алканов и цикла-нов в легких фракциях, можно также выделить две генетические группы нефтей. Первая группа включает нефти триасовых резервуаров месторождений Незла - Север, Гасси Туил, Хасси Шорги и Рурд эль-Нусс. Вторая состоит из нефтей кембрийских резервуаров (Рурд эль-Багел,

Месдар) и триасовых (Эль-Бурма, Хамадат эль-Бурма, Хасси Кескаса). Нефти месторождений Стах, Мерексен и Тамаданет-Север близки к нефтям второй группы. В данной классификации соотношение углеводородов отражает решающую роль тех или иных компонентов первичного органического вещества (стеранов, тристеранов, жирных кислот).

Таким образом, все современные структуры заключают нефти первой генетической группы, а древние структуры (независимо от возраста резервуара) питались нефтями второй группы.

. Этот факт объясняет присутствие разных групп нефтей в триасовых формациях, т.е. не возраст резервуара, а возраст структуры определяет распределение различных генетических типов нефтей. Такое заключение проливает свет на время региональной миграции УВ от НМП. Миграция нефтей второй генетической группы имела место в период между концом триаса и нижним мелом; нефти второй же группы размещались в ловушках в течение периода позже нижнего мела.

Исследование генетических особенностей девонских нефЛй северной части бассейна Иллизи, которая представляет собой южное крыло бассейна Радамес, имеет огромное значение для оценки перспектив нефтега-зоносности впадины Радамес, слабо разведанной на сегодняшний день. Поскольку впадина Радамес и бассейн Иллизи составляют единый осадочный бассейн в палеозое, то присутствие или отсутствие генетических связей между нефтями этих двух указанных структур имеет главное значение для открытия скоплений УВ в девонских формациях впадины Радамес.

УШ.3.2.2. Северная часть провинции

Тип нефтей и их вариация

Анализ характеристик нефтей месторождений северной части платформы позволяет выделить два типа нефтей:

Парафиновый тип (насыщенные п-алканы) на месторождениях Лахуат, Гасси Туил, Хасси Р>Мел, Незла-Север. Все эти нефти относятся к триасовым резервуарам,

за исключением Незла-Север, который относится к ордовикскому коллектору.

Нафтено-парафиновый тип (насыщенные циклоал-каны, изоалканы, богаче нафтеновыми и ароматическими компонентами, чем в первом типе) развиты на месторождениях Хасси Мессауд, Эль-Гаси, Рурд эль-Багел (ке&1бро-ордовикские), Улуга (силурийский), Беркауи, Эль-Бурма (триасовые).

Такое распределение нефтей в этих двух типах показывает отсутствие каких-либо географических или возрастных (для резервуара) критериев. Кроме того, установлено, что имеются геохимические вариации в пределах каждого выделенного типа, которые могут быть связаны с глубиной погружения НМП и миграцией нефти (газа). Вариация таких параметров, как содержание парафинов, также имеет место и представляется связанной с процессом физической сегрегации в ходе миграции. Некоторые месторождения (Эль-Гасси, Беркауи), по-видимому, питались от разных НМП. Вариации в С2 и ароматическом составе имеют место даже в пределах одного и того же месторождения (например, Хасси Мессауд). Эти вариации в химическом составе нефтей на севере платформы указывают на: 1)возможное присутствие разных НМП; 2)на разный уровень катагенеза и 3)на разные условия в среде осадконакопления. Короче говоря, геохимическая история сахарских бассейнов очень сложная и процессы, свойственные одному региону, не могут быть отнесены к другим с достоверностью.

Химическая эволюция нефтей

Можно выдвигать две гипотезы для эволюции

нефтей:

1) Первичная и вторичная миграции являются одновременными с образованием нефти в НМП. УВ начинают перемещаться в ловушку в начале • образования струк-туры месторождения и продолжают его питать вплоть до замыкания структуры или до максимального наполнения.

2) Генерация нефти начинается после формирования надежной покрышки, и с продолжением погружения нефть продолжает эволюционировать до крекинга с последующим образованием газа в жестких термобарических условиях.

УШ.З.З. Условия генерации УВ

VIII.3.3.1. Северная часть провинции Можно выделить два основных этапа миграции и накопления УВ, соответствующих двум этапам генерации: палеозойский и мезозойский (рис. 8).

Палеозойский этап. В каменноугольный период УВ, генерирующиеся в ордовике и силуре на юге бассейна (где имелись благоприятные условия для созревания органического вещества: погружения и высокие палеотем-пературы), мигрировали на север и северо-восток. Этот процесс усиливался в течение герцинского орогенеза, когда северо-восточная часть региона подвергалась поднятию и эрозии. Следовательно, разрушались полностью или частично первые скопления У В, образовавшиеся в палеозойских ловушках. Одна часть этих скоплений была разрушена герцинской эрозией, вторая часть, которая была в некоторой степени преобразована, занимала новые структурные ловушки ордовика и силура, образованные к концу герцинского цикла.

Мезозойский этап. Данный этап генерации и накопления УВ . начался при интенсивном погружении северо-восточной части региона, т.е. во время осадко-накопления терригенных пород триаса и мощных солевых толщ триаса-юры.

В течение погружения толщ происходит формирование и развитие определенных структур, а также частичное или полное разрушение некоторых месторождений. УВ из разрушенных ловушек мигрировали и образовывали новые месторождения с триасовой и юрской покрышкой. Резервуары могут быть в триасовых (Беркауи, Геллала) или палеозойских (Хасси Мессауд, Эль-Агреб) породах. Формирование таких месторождений могло происходить к началу юры, когда соляная покрышка стала достаточно плотной и непроницаемой. Последующее погружение палеозойских нефтематеринских пород в юрское и меловое время обусловило генерацию, миграцию и накопление новообразованных УВ на севере региона. Триасовые и палеозойские резервуары были заполнены У В, генерированными палеозойскими НМП. Большинство УВ, выходящих из палеозойских НМП, были размещены в триасовых резервуарах

при латеральной, в меньшей степени вертикальной миграции.

VIII.3.3.2. Восточная часть провинции

Палеозойская провинция

Регион, расположенный к югу от линии, проходящей от Айн Сефра до Зауия эль-Кахла (северо-запад - юго-восток), представляет собой зону, в которой генерировались УВ в течение палеозоя, ще глубина погружения НМП превышала 2км. В случаях, когда погружение было выше 3.5км, образовывался газ.

Тиссо и др. (Tissot and al.,1975) считают, что меловой период - наиболее раннее время генерации и миграции нефтей в месторождениях Хасси Мессауд и Рурд эль-Багел. Они обосновывают такое мнение следующим:

1)Рурд эль-Багел представляет собой ранний меловой горст и никакой структуры не существовало до сбросо-образования.

2) Кривые погружения показывают, что наибольшее погребение завершилось в мезозое. Они явно занижают палеозойское погружение, поскольку маловероятно, что силур был погружен всего лишь на 1км ниже девонских и каменноугольных толщ, которые сейчас полностью размыты герцинским орогенезом. Представляется, что было по крайней мере 2 км девонских и каменноугольных толщ в центральной, наиболее погруженной части депрессии- в районе Хаяд (HAD). Поднятие, возникшее к концу среднего девона, вероятно, размыло толщи верхнего силура до среднего девона на крыльях бассейна Радамес, но имело меньшее воздействие на центр бассейна, т.е. на очаг возможного нефтеобразования. Палеотемпературный режим региона наводит на мысль, что силурийские толщи достигли температуры генерации нефти в раннем каменноугольном периоде. Более того, поднятие в центре бассейна было минимальным, необходимые условия для генерации УВ не были прерваны герцинскими движениями. Остаточный потенциал при нынешнем высокообразованном состоянии ОВ в центре бассейна сложился уже после мезозойского погружения и не представляется значительным. Однако силурийские толщи в районах, прилегающих к Хасси Мессауд находятся на

сравнительно низком уровне зрелости (конец фазы нефтяного окна), так как были погружены на меньшие глубины.

Мезозойская (триасовая) провинция

В регионе, находящемся к северу от линии Айн Сефра-Зауия эль-Кахла углеводороды генерировались главным образом в течение мезозоя.

В случаях силурийских НМП, в основе которых лежат радиоактивные глины, изопахиты были построены от кровли ордовика. Для девонских НМП изопахиты были построены от кровли нижнего девона (зиген). Кровля нижнего девона - единственный надежный репер для корреляции внутри девона.

Для силурийских НМП любая мезозойская ловушка, которая образовалась до аптского времени, имеет большую вероятность быть заполненной нефтью от этих НМП. Ловушки, образованные в австрийской фазе орогенеза и замыкавшиеся после апта (в течение верхнего мела или может быть в третичном), могут быть газоносными.

Перспективными ловушками или привилегированными структурами являются расположенные вблизи погруженных зон, в которых девонские НПМ не подвергались эрозии. Восточная провинция является одной из таких привилегированных зон, так как она оставалась активной в течение палеозоя и мезозоя. В конце мела впадина Радамес начала генерировать газ.

VIII.3.4. Корреляция нефтей - НМП

Для обстоятельного решения проблемы корреляции нефтей - НМП нами были выполнены исследования ряда нефтей и битумоидов (изотопная масс-спектрометрия, газожидкостная хроматография).

На месторождениях Хасси Мессауд , и Рурд эль-Багел в песчаниках и кварцитах кембрия и ордовика нефти изотопически легкие ( S 13С от -29,18 до -29,75 о/оо), типичные для исходного морского органического вещества в сильной степени преобразованного микроорганизмами. Для них характерны отношения: i.Ci9/iC20 = 1,0/1,4; низкое общее содержание изопреноидов в раду насыщенных УВ (Рг нС'7 = 0,2 -

0,3) и явное преобладание низкомо-лекулярных УВ в ряду п-алканов.

В девонских песчаных отложениях бассейна Иллизи (природные резервуары Б^Тз) 3 13С нефтей изменяется в узком' диапазоне значений (от -28,10 до -29,85 о/Со); пристан-фитановое отношение - 1,5-1,9 - наиболее высокое в изученном разрезе, очевидно, связано с увеличением доли наземного керогена в общем составе нефте-материнского органического вещества; содержание изопре-ноидов такое же низкое, как и в нефтях отложений кембрий-ордовика.

Нефти гранулярных коллекторов триаса в месторождениях Хасси Р>Мел (НЮ, Кеф эль-Аркуб (КО, ТКТ, Хасси Лато (ЬТ) и др. по своей изотопной характеристике близки к нефтям нижнего палеозоя. Исключение составляют относительно изотопически тяжелые конденсаты из месторождений Рурд-Шоф и Альрар.

Нефти палеозоя и триаса характеризуются чрезвычайно близким составом. Эта химическая однородность нефтей показательна не только для вертикального разреза продуктивного комплекса, но и для различных суббассейнов, входящих в Триасовую провинцию. Типичны: отношение пристан/фитан 1,0-1,4 и явное преобладание низкомолекулярных УВ в ряду п-алканов (отношение нС15-17/нС25-27 изменяется от 3,7 до 5,7). Отношение пристана к нС'7 не выше 0,2-0,3, что свидетельствует о достаточно высоком уровне катагенеза нефтей и об отсутствии заметного отражения процессов гипергенеза в составе нефтей.

Изотопный состав углерода нефтей весьма выдержан и колеблется в сравнительно узком диапазоне величин 8 13С от -28 до -30°/оо, за исключением лишь трех (из общей выборки в 40) нефтей верхнего триаса. Нефти в целом изотопно-легкие, типичные для нефтей, генетически связанных с морскими НМП. Для сравнения. изучен изотопный состав битумоидов силурийских и девонских глин.

Для более обстоятельной корреляции нефтей и возможных "кандидатов" в НМП использован изотопно-фракционный метод диагностики НМП, основанный на изучении источника нефтей по характеру распределения изотопов углерода в нефтях и битумоидах предполагаемых НМП. Под влиянием биологического ферментативного

фракционирования и диагенетических процессов удаления изотопно-тяжелых группировок СООН, ОСН3 и др. и полимиризации формируется изотопный состав углерода битумоидов в НМП, который затем наследуется нефтью. Поскольку существует прямая связь между полярностью соединений и изотопнымц-фактором в составе нефтей и битумоидов, выделяются 5 фракций (в порядке возрастания полярности фракций): гексановая, гексан-бензольная, бензольная, бензол-метанольная и асфальтеновая.

В этой связи были получены изотопные портреты различных нефтей триасовой провинции - кембрий-ордовикские, девонские и триасовые. Для них показательны две различные формы изотопной кривой с изотопно-легкими асфальтенами, что, как установлено, характерно для морских нефтематеринских литофаций.

Все изученное семейство нефтей изотопически разделяется на две основные группы, четко различающиеся по изотопным кривым. Из возможных кандидатов в НМП для рассмотренных нефтей был изучен изотопный состав фракций, различающихся по полярности, битумоидов глин и аргиллитов девона и силура.

Первая группа нефтей корректно воспроизводит серповидные кривые, свойственные изотопному составу фракций битумоида глин силурийского возраста, у которого отмечаются также изотопно легкие асфальтены и близкий диапазон значений 13С.

Однако изотопные картины битумоидов девонских глин достаточно четко отличаются от тех, которые относятся к силурийским НМП и воспроизводят изотопные портреты нефтей второй группы. Такими нефтями оказались нефти месторождений БТАН, и др.

Любопытно, что все эти месторождения размещены в песчаных резервуарах смежных с довольно богатым зрелым органическим веществом в средне- и верхнедевонских глинах. Этот факт - убедительное доказательство того, что указанные выше месторождения питались именно от девонских НМ глин. Изотопная кривая нефти от газо-конденсатного месторождения Хасси Р>Мел имеет серповидную форму, что позволяет отнести это месторождение к силурийским НМП как источнику его УВ. Что касается месторождения Хасси Мессауд и ряда других, расположенных на западном борту впадины Радамес, то полу-.

ченные для них изотопные картины имеют как бы своеобразный промежуточный характер, позволяющий допускать возможность их заполнения за счет УВ генерированных как в силурийских, так и в девонских НМП. В этом регионе, помимо вероятного вклада силурийских глин, как и по всей Триасовой провинции, включая и этот регион, есть все основания предположить, как было показано в предыдущих разделах, вероятный вклад девонских глин на западе бассейна Радамес в генерации УВ, заполнявших многие месторождения на востоке и юге триасового бассейна в частности.

Геохимические данные по глинам, богатым ОВ силурийской и девонской систем в бассейнах Триаса, Радамес и Иллизи, дают хорошие до отличных коррекции с нефтями из этих бассейнов. Распределение насыщенных УВ С10, углеводородный состав газолина С4-С7 и геологическое распространение эффективных НМП показывают, что нефти северной и центральной частей Триасового бассейна имели преимущественную генетическую связь с черными глинами силура. -Нефти юга Триасового бассейна, юга (и запада) бассейна Радамес и бассейна Иллизи имеют в основном девонский источник. Нефти месторождений Хасси Р'Мел, Макуда, Аят Хер, Уэд Нумер, Джорф, Дра эль-Тамра, Геллала, ТКТ, Беркауи, Бэн-Кахла и Хасси Мессауд были генерированы главным образом ' черными глинами, богатыми ОВ, силура центрального района Триасового бассейна. Миграция' имела место, по-видимому, вдоль герцинского несогласия, заполняя, таким образом, триасовые и кембрийские резервуары. Нижняя структурная зона, отделяющая месторождения Рурд эль-Багел и Месдар от других месторождений на западе, наводит на мысль, что нефти этих двух месторождений были, возможно, генерированы в глинах силура на востоке бассейна Радамес. Химическое сходство также показывает, что силурийские глины бассейна Радамес могли бы быть главным источником нефтей Хасси Кескаса, Эль-Бурма и резервуара Р3 на месторождениях Стах. Девонские глины, богатые органическим веществом в бассейнах Радамес и Иллизи, генерировали, возможно, часть нефтей, размещенных в этих месторождениях.

Девонские, богатые ОВ глины бассейна Радамес генерировали большие количества нефти, которая могла бы

мигрировать на запад, чтобы заполнить триасовые резервуары Незла, Гасси Туил, Хасси Шорги, Рурд-Нусс и Азел. Нефти месторождений Тигентурин, Ла-Рекюли, Газел, Мерексен, Тамаданет и Стах (за исключением резервуара Б-З) могли также иметь как основной источник девонские породы Иллизи и юга Радамес. Силурийские же НМП этого района могли также генерировать часть нефтей, размещенных в этих месторождениях.

Заключение

Как для силурийских, так и для девонских НМП можно выделить две провинции, разделяющиеся линией, проходящей от Айн Сефра до Зауия эль-Кахла (северо-запад - юго-восток).

Южная (палеозойская) провинция

Основная часть УВ ' в этой провинции была генерирована в течение палеозоя. Глубина погружения НМП превышала 3 км. Однако палеозойские ловушки были разрушены в результате герцинской эрозии и поэтому УВ могли рассеиваться. В ме.зозое по мере увеличения погружения северной и северо-восточной частей платформы, уровень погружения заново достигал необходимых условий для генерации, миграции и накопления У В.

Установление времени формирования структур очень важно, так как локализация скоплений нефти во многом зависит от определения времени замыкания структур (в данном случае это нижнемезозойское, доаптовское).

В течение мела (постаптское время) глубина погружения НМП достигает около 3.5 км (иногда больше) и поэтому генерированные УВ представлены газом. Таким образом, вероятность нахождения нефти в этом юго-восточном районе очень мала. В восточном районе палеозойские УВ могли бы накапливаться в палеозойских структурах, которые могли бы сохраниться, несмотря на герцинский орогенез. А постгерцинские структуры заполнялись УВ, генерированными в мезозое (рис.8,Ь).

Внутри палеозойской провинции выделяется восточная субпровинция, которая может быть разделена на два региона:

1) Южно- и юго-западный Иллизийский суббассейн, в котором УВ имеют палеозойское происхождение (Тин Фуйе, Табанкорт нефтегазовые месторождения на юге; Йн Акамил, Эджелех, Зарзайтин);

2) Северо-Иллизийский суббассейн, южный борт впадины Радамес, где УВ, вероятно, генерировались в мезозое (Алрар/газ, Стах и Мерексен/нефть).

Очаг распространения погруженных зон довольно значителен, что позволяет большие масштабы генерации газа. Поэтому вероятность обнаружения нефти почти во всей западной Сахаре представляется очень низкой.

Северная (мезозойская) провинция

Хотя здесь УВ были генерированы главным образом в течение мезозоя, однако могли сохраниться углеводороды и от палеозойского времени на юго-западе (Восточной провинции). Наиболее возможными НМП являются силурийские глины, тем не менее девонско-каменноугольные могут также считаться вероятными НМП. Верхний девон содержит наиболее ярко выраженные признаки НМП в Восточном Эрге (Радамес). Эти. НМП, содержащие ОВ сапропелевого типа (морского происхождения) и поэтому они являются скорее нефтепроизводящими. Каменноугольные НМП содержат ОВ сапропелевого и гумусового типов и более склонны производить газ на соответствующих глубинах. Возможно, что генерированный и сохранившийся газ в этом районе образовался в результате глубокого катагенеза ОВ, а не обусловлен генетическими качествами НМП. В целом, в конце каменноугольного периода, за исключением бассейнов Радамес и Иллизи НМП не достигли необходимого погружения (не вошли в ГФН) для генерации У В.

В течение мезозоя север и северо-восток Сахары постепенно погружались и были достигнуты условия генерации, миграции и накопления УВ. Основной эффект гер-цинского поднятия северной части Сахарской платформы заключался в сильной эрозии палеозойских формаций. Поэтому генерационные процессы нарушались при воздымании. Хотя УВ могли образоваться в палеозое, однако мало или вовсе не было благоприятных структур или ловушек к тому времени. В восточной части Сахары подавляющая часть У В, генерированных в палеозое, была потеряна в течение герцинскош орогенеза. Таким образом, большинство

УВ, накопленных в ловушках, были генерированы в мезозое с некоторой возможностью (ввиду меньшей герцинской эрозии) генерации УВ в палеозое в бассейнах Радамес и Иллизи (см.рис.8,Ь). Из этого вытекает, что распознание структурной эволюции этих регионов представляется очень важным для локализации месторождений. Если замыкание структуры имело место до апта, то она скорее содержит нефть. В случае постаптского замыкания (когда НМП достигла 3.5 км), структура будет скорее газоносной.

В палеозойской провинции наиболее молодые палеозойские структуры, которые могут быть нефтеносными, - это ордовикские и девонские структуры.

В мезозойской провинции наиболее молодые мезозойские структуры (доаптские) скорее окажутся насыщенными жидкими УВ. Структуры, которые образовались позже (постаптские), имеют большие шансы вмещать только газ.

ГЛАВА IX. КОМПЬЮТЕРНОЕ И ХИМИКО-

КИНЕТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЕГА300БРА30ВАНИЯ (ПЕРВИЧНЫЙ КРЕКИНГ) В БАССЕЙНАХ УЭД ЭЛЬ-МИА, РАДАМЕС И ИЛЛИЗИ

Выполненное моделирование истории погружения, эволюции термического режима и нефтегенерационного потенциала осадочных бассейнов имеет несколько фундаментальных аспектов нефтегазообразования.

Прежде всего оно касается использования амплитуды тектонического погружения. В нашей модели анализа эволюции бассейнов предполагается, что в отсутствие внешней нагрузки любые изменения амплитуды тектонического погружения поверхности фундамента могли быть связаны лишь с процессами внутри самого фундамента (литосферы). Исключение могут представлять лишь районы, находившиеся в пределах динамически активных поясов с характерными для них высокими аномалиями силы тяжести в свободном воздухе (аномалии Фая). В тех районах, где нет оснований предполагать динамические возмущения литосферы, совпадение кривых тектонического погружения, вычисленных альтернативными методами, может рассматриваться как один из важных критериев правильности

подбора последовательности тектоно-термических событий, формировавших облик осадочного бассейна.

Следующий ключевой момент модели - определение" химико-кинетических параметров реакций, описывающих процесс генерации нефти в нефтематеринских породах. Процедура поиска параметров реакций из совокупности данных по выходу УВ в ходе программируемого Rock-Eval эксперимента обязана учитывать геологический этап катагенеза ОВ НМП, а также предварительную оценку суммарного нефтегенерационного потенциала НМП. Исключение геологического этапа созревания ОВ из расчетов при-водит к резкому смещению спектра энергии активации реакций в сторону высоких значений энергий и снижению оценки выхода УВ за геологическую историю на порядок величины и более.

Однако определяемый спектр кажущихся значений энергии активации нефтеобразования, как и другие кинетические параметры, всегда будут в некоторой мере неоднозначны, что связано, во-первых, с неизбежными погрешностями восстановления температурновременной истории погружения нефтематеринской свиты, во-вторых, с весьма приближенным характером определения исходного нефтегенерационного потенциала генерации и с отсутствием информации о вкладе тех низкоэнергетичных реакций, которые полностью исчерпали свой потенциал. Поэтому процедура подбора параметров реакций предполагает возможность перераспределения спектра в сторону реакций с меньшими энергиями активации, за счет чего доля потенциала, реализованного на ранних этапах геологической истории, может заметно возрастать. Такая неоднозначность может быть устранена только изучением пород со сходными типами ОВ, но с различными степенями их катагенеза, т.е. с различными температурно-временными историями погружения пород.

Для НМП силура площади Такхухт максимальный исходный потенциал в спектре реакций приходится на реакции с энергиями активации Ej = 50 и 52ккал/моль. Их потенциалы выработаны на настоящее время более чем на 90%, вклад в общий потенциал генерации У В примерно одинаков и составляет 48 и 46% соответственно. Полный исходный потенциал ОВ силурийских глин для генерации УВ составлял около 610мг УВ/г TOC, из них остаточный

потенциал НМП составлял 220мг УВ/г TOC, что составляет 27% исходного потенциала.

Темпераутра кембро-силурийских пород имела два отчетливых максимума: около 80°С в каменноугольном периоде и выше 100°С в верхнем мелу-кайнозое, поэтому история созревания ОВ в этих свитах включает два этапа генерации УВ: первый, менее интенсивный, в каменноугольном периоде и второй, основной, в мелу и. кайнозое (рис. 8,а). Как следствие, в течение первого каменноугольного этапа созревания ОВ было реализовано около 10% от суммарного выхода 388мг УВ/г TOC к настоящему времени, а в мелу и кайнозое - остальные 90%. Скорости выхода УВ также имели два максимума: относительно низкий в каменноугольный период и высокий в кайонозое.

Для силурийских НМП с богатым содержание ОВ (14,37%) порог миграции У В достигался в начале сеномана (около 95,6 млн лет назад) при реализации шестой части потенциала, генерированного за геологическую историю. В то же время для среднего по силурийским глинам содержания Сорг (2,7%) этот порог достигался только в середине палеоцена (около 60 млн лет назад) при генерации почти 5/6 итогового потенциала.

Малые амплитуды или полное отсутствие эрозии девонских отложений в разрезах площадей Акфаду и Мерескен бассейнов Радамес и Иллизи, отсутствие в них заметных отложений солей и ангидритов имели следствием более высокотемпературный режим катагенеза, чем для силурийских свит площади Такхухт в бассейне Уэд эль-•Миа. В современном разрезе степень катагенеза, соответствующая нижней половине главной зоны нефтеобразованйя (TTI = 75-160), достигается ОВ пород среднего и отчасти верхнего девона на площади Акфаду и ОВ пород верхнего девона и части нижнекаменноугольной толщи на площади Мерексен.

За геологическую историю развития бассейнов Радамес и Иллизи ОВ НМП верхнего и среднего девона реализовало около 410 мг УВ/г TOC или около 70% своего исходного потенциала. Для этих НМП на площади Акфаду порог миграции жидких УВ достигался в конце верхнего мела.

Вариации в амплитуде эрозии слабо сказывались на суммарном выходе УВ и степени катагенеза, достигнутого ОВ НМП бассейна Уэд эль-Миа к настоящему времени, но имели заметное влияние на выход УВ в доэрозионный этап развития бассейна.

Тепловой эффект от выделения аномального тепла радиоактивности силурийских глин в сравнительно маломощных слоях НМП (100-150 м) не может иметь существенного значения для формирования температурного режима пород и процесса созревания ОВ в них.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Пористость многих крупных резервуаров УВ большей частью вторичная, факт которой мало освещался до недавнего времени. Благоприятным является образование вторичной пористости до миграции УВ. Она может быть значительно сокращена катагенетически, однако будет сохраняться на больших глубинах существенно лучше, чем первичная пористость. Следовательно, основное геологическое и экономическое значение вторичной пористости заключается в том, что она расширяет диапазон глубин существования эффективных коллекторов значительно ниже обычно принятых пределов глубин для первичной пористости. Генерация и первичная миграция УВ происходят, главным образом, ниже предела эффективной первичной пористости.

2. Установлены значительные концентрации органических кислот, главным образом короткоцепочечных (С2~ С^) анионов алифатических кислот (ацетаты и пропионаты) и фенолов в пластовых водах. Их устойчивость ограничивается в температурном интервале приблизительно 80- 120оС ввиду их термической декарбоксилизации выше 100-120оС и бактериальной деградации ниже 80°С.

Свободная энергия (Гиббса) растворения карбонатов и полевых шпатов в присутствии угольной кислоты и органических кислот соответствует более благоприятному термодинамическому режиму в тех случаях, когда растворяющим агентом является органическая кислота. Редукция минеральных окислителей и одновременное окисление керогена эффективно повышают концентрацию двухфункциональных органических растворителей, которые

увеличивают растворимость силикатов, алюмо-силикатов и карбонатов на величину, большую по сравнению со случаем угольной кислоты на несколько порядков. Растворимость ацетатов кальция выше приблизительно на три порядка, чем растворимость карбоната кальция. Таким образом, органические кислоты будут держать больше ионов кальция в растворе, а также комплексировать ионы алюминия, предотвращая этим самым цементацию песчаников карбонатом кальция или силикатами и алюмосиликатами.

3. Учет растворимости и пределов устойчивости органических, кислот и угольной кислоты приводит к заключению, что органические кислоты более эффективные для растворения карбонатного и силикатного цементов, но в локальном масштабе. При глубоком и далеком их источнике они не могут играть роль в повышении пористости путем растворения и выноса цемента.

Воздействие угольной кислоты, образованной по механизму декарбоксилизации, на карбонатный цемент приводит к унаследованию в растворенном карбонате изотопно-легкого углерода, а реакция органических кислот с карбонатным цементом происходит по механизму диссоциации с образованием вторичного карбоната с изотопно тяжелым углеродом.

4. В результате воздействия кислот, огромный объем карбонатов перемещается вверх от диагенетически зрелых песчаников и осаждается в незрелых и полузрелых песчаниках. С учетом постоянного погружения терригенных осадков карбонатный цемент подвергается цикличному преобразованию и перемещению вверх, за счет чего песчаники в незрелых зонах (на меньших глубинах) цементируются карбонатами и становятся кольмати-рованными.

Первичная миграция УВ обычно следует после того, как была образована вторичная пористость, поскольку в процессе созревания ОВ главная фаза генерации УВ следует после кульминации декарбоксилизации. Эта близкая ассоци-ация источников УВ и резервуара во времени и прост-ранстве благоприятствует аккумуляции УВ в коллекторах с вторичной пористостью.

5. Разработана модель дифференцированного растворения и перераспределения карбонатного цемента с после-

л

дующим разуплотнением триасовых резервуаров на основании изотопных критериев углерода. Эта модель показывает наличие двухмасштабной зональности разуплотнения (в результате растворения карбонатного цемента). Во-первых, в пределах каждого из резервуаров С, В и А отмечается более интенсивное растворение карбонатного цемента в его нижней части непосредственно выше разделяющей глинистой пачки, которое ассоциируется с тяжелым изотопным составом углерода в реликтовом карбонатном цементе. В верхней части резервуара (С, В, А), непосредственно ниже глинистой пачки, наоборот, отмечается определенная кольматация и массивная цементация перекристаллизованным карбонатом с легким изотопным составом углерода. Во-вторых, в региональном плане по всему триасовому резервуару в разных бассейнах (за исключением случаев непосредственного его контакта с палеозойскими глинистыми НМП) наблюдается более значительное разуплотнение в нижней части разреза (резервуары нижней серии, С и нижнего глинисто-песчаного триаса) по сравнению с верхней частью разреза (особенно резервуар А и верхний глинисто-песчаный триас)'. Эта ситуация отражает прежде всего влияние растворов с угольной кислотой, генерированной в палеозойских глинах, мигрирующих. по поверхности герцинского несогласия и оказывающих растворяющее действие на породы триасовых резервуаров с определенным затуханием снизу вверх.

6. Модель разуплотнения палеозойских резервуаров (а также триасовых, непосредственно контактирующих с палеозойскими глинами: С, Б, Б) более сложная и менее контрастная в отношении изотопных критериев углерода. Это связано с присутствием двух разных наложенных друг на друга механизмов растворения карбонатного цемента, характеризующихся противоположными изотопными сдвигами. В целом зоны разуплотнения, сохраняя те же зональные особенности, что и в триасовых резервуарах, ассоциируют с тяжелым изотопным составом углерода, а зоны уплотнения (в верхней части резервуаров) - с относительно менее легким изотопным составом углерода по сравнению с предыдущим случаем. Примечательно, что здесь разуплотнение более существенное, в результате дополнительного интенсивного воздействия органических кислот.

7. Подсчет баланса вторичного кремнезема (с использованием катодолюминесденции) показывает, что во многих песчаниках интергранулярным растворением под давлением (ИРПД) было растворено больше кварца, чем находилось в цементе песчаника. Следовательно, ИРПД является важным агентом переноса кварца из первичного вещества песчаника. Некоторые исследованные сахарские песчаники вели себя как "импортеры" кремнезема на ранних стадиях диагенеза (катагенеза) и как "экспортеры" кремнезема на поздних.

8. Петрографические критерии показывают, что большинство кварцевого цемента могло отлагаться до основной фазы ИРПД. При этом присутствие "ранних" цементов подавляло ИРПД и поэтому способствовало сохранению относительно большого объема интергранулярных емкостей.

Интергранулярная пористость в песчаниках отражает долю первичной интергранулярной емкости, уничтоженной уплотнительными процессами (механические и химические) и долю оставшегося интергранулярного объема закупоренного цементом.

Помимо перемещения кремнезема в растворах по зонам тектонических нарушений рециркуляция флюидов путем конвекции - один из наиболее вероятных механизмов переноса кремнезема в коллекторах, особенно в условиях щелочной среды. Спокойно погружающийся пористый проницаемый песчаный пласт в условиях геотермического градиента порядка 25°С будет неизбежно испытывать спокойную одноячеистую конвекцию. Физическое движение флюида может транспортировать растворенный кремнезем в километровом масштабе гораздо быстрее, чем диффузионные процессы. В условиях более высоких термических градиентов (нижний палеозой бассейна Уэд эль-Миа и девон бассейна Радамес) будет иметь место не только одноячеистая, но и очень энергичная, сложная по структуре (состоящая из малых политипных ячеек) конвекция. По этим же конвективным ячейкам могут перемещаться и кислые поровые флюиды для выщелачивания карбонатного и силикатного цементов, что способствует созданию вторичной емкости.

9. Развитие вторичной микропористости (часто связанной с преобразованием глинистого цемента)

представляет определенный интерес. Однако в этом случае интерпретация каротажа приводит к ложному представлению о непродуктивности интервала, поскольку вычисления на каротаже показывают большую насыщенность коллекторов водой. В самом деле, микропоры могут содержать неподвижную воду, в то время как макропоры -подвижную нефть и газ или воду в зависимости от высоты над поверхностью водонефтяного (водогазового) контакта. В этих условиях в резервуаре при гидравлическом его разрыве может происходить разделение фаз на воду и УВ, поскольку вода останется адсорбированной в микропорах.

10. Чётко установлены три фазы разуплотнения волнового характера, которые перекрываются во времени и пространстве. Первая соответствует выщелачиванию главным образом карбонатного цемента в интервале глубин 1.5 -3.8км и в термическом диапазоне 50-150°С; вторая -выщелачиванию карбонатного, силикатного и алюмоси-ликатного цементов в интервале глубин 2 - 3.5км и термическом диапазоне 80- 120°С; третья интергранулярному растворению кварца под давлением с последующим выносом кремнезема в щелочной среде в интервале глубин 2.5 - 4.8км и термическом диапазоне 100-170оС. В геологическом масштабе эти фазы разуплотнения волнового характера повторяются в .циклическом порядке.

11. Для сахарских резервуаров характерно формирование коллекторских свойств многих крупных месторождений (Хасси Мессауд, Эль-Агреб и др.) в результате герцинской (и других) эрозии. Благоприятные условия для этого существовали в сводах высоких древних структур, где поверхность палеозойских уплотненных песчаников и кварцитов подвергалась непосредственному длительному выщелачиванию в поверхностных гипергенных (телогенетических) условиях. Оптимальная глубина эрозии различных месторождений варьирует в зависимости от первичной характеристики и мощности продуктивных песчаников.

12. Ход диагенеза (катагенеза) песчаника в определенном бассейне обусловливается факторами происхождения обломочного материала, среды осадконакопления и тектонической обстановкой. Эти взаимосвязанные факторы влияют на состав и текстуру песчаника, которые регу-

лируют в свою очередь минеральные реакции и темпы потоков флюидов в них.

Диагенетические (катагенетические) процессы определяют пористость с точки зрения происхождения, объема, распространения, распределения пор по размерам, форме и геометрии, а также сопутствующую пронйцаемость коллекторов. Такие аспекты представляются исключительно ценными для поисков У В, а также для более эффективного владения операциями разработки в продуктивных резервуарах.

В этом контексте на современном этапе исследования резервуаров главными задачами являются: применение термодинамики, динамики флюидов, законов переноса энергии и масс как предпосылки для моделирования и прогнозирования диагенетических (катагенетичес-ких) преобразований й перераспределений первичных компонентов в осадках бассейна, а также рассмотрение диагенеза (катагенеза) нефтегазоносных толщ под углом зрения всеобъемлющих принципов новой глобальной тектоники.

13. Основным моментом в предлагаемой концепции является тот факт, что органический и минеральный диагенез (катагенез) происходят в самой тесной взаимосвязи, что формирование продуктивного резервуара протекает в тесной связи со стадийным созреванием ОВ в НМП в единой термодинамической системе. Диагенез (катагенез) песчаников сильно зависит от диагенеза (катагенеза) в смежных глинах, карбонатах, эвапоритах и в органическом веществе. В этом контексте нам нужно владеть прогнозом тонких взаимоотношений между временем генерации УВ и их миграцией, развитием вторичной пористости и формированием ловушек. Принципиально новым подходом должны стать компьютерное и кинетическое моделирование процесса диагенеза (катагенеза) в осадочных отложениях. Должное внимание необходимо уделить исследованию пластовых и других подземных вод применительно к диагенетическим преобразованиям пород. Многообещающими являются корреляции геологических, минералогических и геохимических критериев, с одной стороны, и геофизических критериев в преобразовании резервуаров - с другой.

14. АВПД, возникшее в результате уплотнения мощных толщ палеозойских глин и триасовых и юрских эвапоритов, передается триасовым и более или менее удаленным палеозойским резервуарам. В менее проницаемых и удаленных от влияния триасовых рассолов резервуарах возникший региональный гидродинамический разрыв привел к значительному разуплотнению коллекторов и улучшению их емкостных и фильтрационных свойств за счет трещиноватости.

Высвобождавшееся в результате уплотнения глинистых и солевых толщ огромное количество воды способствовало более продолжительному притоку УВ и их проникновению к более глубоким коллекторам, превышающим 4км во впадинах Уэд эль-Миа и Радамес, в которые не могли бы проникнуть УВ в случае присутствия одной только остаточной поровой воды.

15. Главные факторы, контролирующие процессы разуплотнения резервуаров сахарских бассейнов, следующие: а)развитие вторичной пористости; б)образование АВПД и связанное с ним трещинообразование; в) образование регене-рационных каемок кварца до мезозойского погружения, которые консолидировали скелет песчаников и противостояли их дальнейшему уплотнению; г) присутствие мезозойских эвапоритов, обусловливающих слабый прогрев подсолевых отложений из-за низких термоизоляционных свойств солей, а также малое гравитационное давление ввиду их низкой плотности; д)ранний приход УВ, замедляющий и даже приостанавливающий вторичные уплотни-тельные процессы пород; е) температура и давление; ж)мощность песчаников; з)преобразование структурных и текстурных особенностей цемента, особенно глинистого; и) тектонические нарушения и трещинообразование.

16. Главные факторы уплотнения резервуаров: а)гравитационное уплотнение; б)карбонатизация; в)проникновение эвапоритовых растворов из верхнетриасового комплекса в нижележащие резервуары с последующим отложением галита и ангидрита; г)растворение кремнезема под давлением в условиях отсутствия переноса кремнезема; д)окварцевания в результате отложения кремнезема из подземных и пластовых вод, а также за счет преобразования цемента, особенно глинистого и полевого шпата.

17. Получены изотопные портреты (по фракциям) различных нефтей триасовой провинции - кембрий-ордовикские, девонские и триасовые. Для них показательны две различные формы изотопной кривой с изотопно-легкими асфальтенами, что, как установлено, характерно для морских нефтематеринских литофаций.

Все изученные семейства нефтей изотопически разделяются на две основные группы, четко различающихся по изотопным портретам. Из наиболее возможных кандидатов в НМП для рассмотренных нефтей был изучен изотопный состав фракций, различающихся по полярности, битумоидов глин и аргиллитов девона и силура.

Первая группа нефтей корректно воспроизводит серповидные кривые, свойственные изотопному составу фракций битумоида глин силурийского возраста, у которого отмечаются также изотопно-легкие асфальтены и близкий диапазон значений § 13С.

Однако изотопные картины битумоидов девонских глин достаточно четко отличаются от относящихся к силурийским НМП и воспроизводят изотопные портреты нефтей второй группы. Такими нефтями оказались нефти месторождений бассейна Радамес ^аЬ, WT и др.). Любопытно, что все эти месторождения размещены в песчаных резервуарах, смежных с довольно богатыми зрелым органическим веществом средне- и верхнедевонскими глинами. Этот факт является крайне важным критерием для ориентации нефтепоисковых работ.

18. Геохимические данные глинистых НМП, богатых ОВ силурийской и девонской систем в бассейнах Триаса, Радамес, Уэд эль-Миа, Иллизи, Сбаа и др. дают хорошие до отличных корреляции с нефтями, размещенными в этих бассейнах. Корреляция изотопного состава углерода в различных фракциях нефтей с теми же фракциями в битумоидах из возможных "кандидатов" в НМП, распределение насыщенных УВ С10, углеводородный состав газолина С4-С7 и геологическое распределение эффективных НМП показывают, что нефти северной и центральной частей Триасового бассейна, юга и запада бассейна Радамес и бассейна Иллизи имеют в основном девонский источник УВ. Нефти месторождений Хасси Р'Мел, Макуда, Аят Хер, Уэд-Нумер, Джорф, Галлада, Беркауи, Бэн Кахла и Хасси Мессауд были генерированные грапо-

толитовыми глинами силура центрального района Триасового бассейна. Миграция имела место, по-видимому, вдоль герцинского несогласия, заполняя таким образом триасовые и кембро-ордовикские резервуары.

19. Значительная часть УВ в южной палеозойской провинции была генерирована в течение палеозоя. Глубина погружения НМП превышала 2.0-3.0км. Однако палеозойские ловушки были разрушены в результате герцинской эрозии, и поэтому УВ могли рассеиваться. В мезозое, по мере увеличения погружения северной и северо-восточной частей платформы, уровень погружения заново достиг необходимых условий для генерации и накопления У В. В течение мела (постаптское время) глубина погружения НМП достигла около 3.5км и более, что способствовало генерации главным образом газа.

20. В северной мезозойской провинции УВ были генерированы в основном в течение мезозоя. Однако существуют многочисленные скопления УВ палеозойского возраста на юго-западе восточной провинции. Наиболее вероятными НМП являются силурийские глины, хотя и девонские глины могут также считаться возможными "кандидатами" в НМП. Глины среднего и верхнего девона - наиболее ярко выраженные НМП в Восточном Эрге (Радамес). Однако генерационные процессы нарушались при снижении глубин погружения НМП, в течение герцинского орогенеза и последующей эрозии палеозойских формаций. Хотя УВ могли образоваться в палеозое, но было мало благоприятных структур и ловушек к тому времени. В восточной части Сахарской платформы основная часть УВ, генерированных в палеозое, была утеряна в результате герцинской эрозии.

В течение мезозоя север и северо-восток Сахары значительно погружались и были достигнуты условия генерации, миграции и накопления УВ, что составляет основную их часть, накопленную сегодня нефти в ловушках. Исключение составляют бассейны Радамес и Иллизи, в которых накопились также и палеозойские УВ.

В палеозойской провинции наиболее молодые палеозойские структуры, которые могут быть нефтеносными -этб ордовикские и девонские структуры. В мезозойской провинции наиболее молодые мезозойские структуры (доаптские) окажутся, скорее всего, насыщенными жидкими

УВ. Структуры, которые образовались позже (постаптские), имеют большие шансы вмещать только газ.

21. В течение тектонической эволюции севера и северо-запада Триасовой провинции четко выделяются два этапа: палеозойский и мезозойский, где господствует полное погружение региона. Их разделяет герцинский орогенез. Район максимального погружения, характеризующийся увеличением мощности палеозойских осадков, локализируется на юге депрессии Уэд эль-Миа. В течение герцинского оргенеза северо-восточная часть региона, чрезмерно поднятая, подвергалась глубокой эрозии. В мезозойское время, вследствие тектонической инверсии, указанная северо-восточная часть бассейна характеризовалась максимальным темпом погружения. Следовательно, различная геологическая эволюция северо-востока и юго-запада региона обусловливала различные режимы накопления и преобразования ОВ.

Анализ распределения современных температур и палеотемператур в осадках палеозоя показывает, что в палеозое блигоприятные условия для генерации УВ имели место преимущественно на юге и юго-западе региона. Генерация же УВ в центральном и северном районах могла бы иметь место главным образом в мезозое.

ОВ НМП кембрий-ордовика и силура достигло стадии созревания, отвечающей началу ГЗН, в период, предшествующий пермской эрозии. Мощная эрозия и отложение низкотеплопроводных соленосных толщ в триасе, юре и мелу затормозила процесс созревания ОВ. Новый росТстепени катагенеза ОВ начался лишь в верхнем мелу с погружением пород на глубины более 3 км и совпал с началом второго этапа тепловой активизации фундамента. Уровень катагенеза ОВ пород кембрия, ордовика и силура в современном разрезе площади Такхухт соответствует нижней части ГЗН (ТТ1 = 75-140) при температуре пород от 98,4 до 108,4°С. Слой триасовых эруптивов выполнял роль теплоизолятора для кембро-силурийских пород, и поэтому степень катагенеза ОВ в последних породах заметно превосходит ее в первых.

Температура кембро-силурийских пород в указанной районе имела два отчетлйвых максимума: около 80°С в каменноугольном и свыше 100оС в верхнем мелу-кайнозое, поэтому история созревания ОВ в этих свитах

включает два этапа генерации УВ - первый, менее интенсивный, в каменноугольном периоде и второй, основной, в мелу и кайнозое. Как следствие, в течение первого каменноугольного этапа созревания ОВ было реализовано около 10% от суммарного выхода 388мг УВ/г Сорг к настоящему времени, а в мелу и кайнозое -остальные 90%. Скорости выхода У В также имелии два максимума: относительно низкий в каменноугольный период и высокий в кайнозое.

22. Минералогический и кристаллохимический анализы смешаннослойных минералов (ССМ) показывают постепенное повышение упорядоченности структуры и количества иллитовых (и хлоритовых) слоев в структуре минеральных фаз с глубиной и температурой, что позволяет использовать эти критерии для катагенетических градаций и реконструкций. Температуры, установленные на основании кристаллохимических особенностей ССМ и других глинистых минералов, а также отражательной способности витринита, показывают, что определенные нефтегазоносные породы бассейна Радамес достигли около 180°С на глубине 5.5км. Некорректированная температура по данным каротажа на этой глубине составляет около 140-150<>С при термическом градиенте 25°С/км. Эти данные означают, что максимальная палеотемпература была на 30-40°С выше, чем современная некорректированная температура. Очевидное понижение температуры может быть объяснено эрозией и размывом около 1.5-1.7 км верхней части палеозойского разреза, что подтвердилось при нашем химико- кинетическом моделировании бассейна.

23. Моделирование истории погружения бассейнов и нефтеобразования позволяют вычислить изменение мощностей осадочных толщ, термический режим пород осадочного чехла и фундамента и произвести оценку генерации УВ в нефтематеринских породах бассейна.

£ Альтернативные методы вычисления вариаций амплитуды тектонического погружения поверхности фундамента в рамках модели локальной изостадии используются для корректировки принятой в модели последовательности тектоно-термических событий, определяющих развитие бассейна.

24. Выделенные по всей территории Сахарской платформы, в Триасовой провинции в частности, ловушки

неструктурного типа представляют интерес как объекты дальнейших поисков и разведки по мере исчерпывания списка неразведанных структурных ловушек, что уже актуально. Стратиграфические ловушки более характерны для палеозойского осадочного комплекса ввиду присутствия в бассейнах многочисленных зон выклинивания и углового несогласия. Литологические же ловушки распространены, в основном, в глинисто-песчаных формациях триаса и обусловлены фациальными изменениями, свойственными этим отложениям.

Выявлены также новые механизмы формирования ловушек: в результате дифференциального уплотнения и ловушки, ассоциированные с вулканическими породами в Триасовой провинции.

Проведенные исследования показали, что нефтегазоносные толщи Сахарской платформы прошли сложную историю. Они формировались под влиянием геохимических и термобарических процессов, в которых важную роль играли углеводородистые вещества, особенно органические кислоты. Под влиянием совокупности этих связанных и противоречивых по своим последствиям процессов формировались зоны вторичного разуплотнения нефтегазосодержащих толщ, переноса вещества цемента (карбонатного и силикатного) и первичного минерального вещества пород; в результате происходила цементация вышележащих пород.

Результаты рассмотренных процессов привели к наблюдаемым вариациям минерального состава и емкостно-фильтрационных свойств нефтегазоносных комплексов, созданию литологических экранов или путей миграции флюидов. Важное следствие этих процессов - прогноз формирования неантиклинальных ловушек.

Изучение условий формирования нефтегазоносных толщ Сахарской платформы несомненно имеет большое значение для дальнейших направлений поисков нефти и газа и оптимизации технологии разработки месторождений. Вместе с тем, автор надеется, что оно явится существенным вкладом в развитие общей теории литогенеза в части понимания совокупности процессов эволюции осадочно-породных комлексов в нефтегазоносных бассейнах.

Список основных работ автора по теме диссертации

1. Quelques résultats de l>etude petrographique,mineralogique, physico-chimique des formftions paleozoigues du bassin d'Illizi.Troisieme séminaire national des sciences de la terre, Alger, Algeria, 1978 (coauteurs A.Ghomari, A.Chiline, M.Hammat).

2. Les minéraux argileux dans les sediments paleozoiques du bassin d,Illizi: genese, structure et cristallo-morphologie. Troisième seminaire national des sciences de la terre, Alger, Algerie, 1978 (coauteurs A.Ghomari, A.Chiline, M.Hammat).

3. The study of clay minerais of sediments in Algeria Sahara. Seminaire national de microscopie électronique, Algiers, Algeria, 1979.

4. Etude en microscopie électronique de l'influence des déformations mécaniques sur la transformation des roches argileuses et leur rapport avec les hydrocarbures dans la syneclise de l'Est Algérien. Deuxieme seminaire national de microscopie électronique, Constantine, Algérie, 1980.

5. Investigations lithologo-geochimiques sur l'Algerie du Nord, relatives aux perspectives en hydrocarbures. Quatrième seminaire national des sciencts de la terre, Alger, Algérie, 1982.

6. Spectrometrie d'absorption atomique, diffractometrie des rayons X, microscopie électronique a transmission et leur application en geochimie. Premier colloque national sur la recherche en chimie, Alger, Algérie,- 1982.

7. Aperçu geochimique sur la migration des hydrocarbures et sur^leur degre de conservation dans l'Algérie du Nord-Est. Cinqieme seminaire national des sciences de la terre, Alger, Algérie, 1984.

8. Apercu sur la sedimtntologie des depots triasiques de Hassi R'Mel. Cinqieme 'séminaire national des sciences de la terre, Alger, Algérie, 1984.

A ^

9. Evaluation du role des argiles dans les reservoirs greseux et leur impact sur le problème de colmatage. Seminaire international "Technique puits", Hassi Messaoud, Algérie, 1984.

10. Approche géochimique sur la migration secondaire des hydrocarbures et sur leur degre de conservation dans l'Algérie du Nord-Est par analyse isotopique du carbone. Deuxième conference internationale sur l'exploration pétrolière, Alger, Algérie, 1984.

11. Approche en géochimie minerale d'une reconstitution paléogéo/-graphique du paléozoique des bassins de Ghadames et de Mllize (Syneclise du Sud-Est Algérien). Sixième seminaire national des sciences de la terre, Alger, Algérie, 1986.

12. Diagenese des reservoirs de la plateforme saharienne .Aspect "formation des propriétés pétrophysiques". Troisième conference internationale sur l'exploration pétrolière, Alger, Algerie, 1986.

^ N S- S —

13. Evolution diagenetique des sediments petrogaziefers des bassins de la province triasique. First national seminary of petroleum geology. Algiers, Algeria, 1987.

14. Basin modelling for the resonstruction of oil generation and expulsion in West Siberia.International Conference on Advances in Basin Modelling Techniques. Great Britain, Aberdeen, 1992. (co-autors N.Lopatin, Ju.Galushkin).

15. Silica diagenetic evolution in sandstones of the Sahara plate. Journal Sedimentary petrology, 1992 (co-autor I.Plyusnina), in press.

16. Evolution of sedimentary basina and petroleum formation (a computer modelling version ,GALO,). Proceedings of the Symposium on "Geodynamic evolution of sedimentary

basins". Edition TECHNIP, in press (co-autors Ju.Galushkin, N.Lopatin).

17. Isotopic composition of native and sulfate sulfur in Syrian sulfur deposits. Bulletin "Earth Sciences Section", U.S.A., 1973, 213, N 5.

18. Carbon isotopic composition in carbonate minerals of Syrian sulfur deposits and the possibility of existance of other deposits in the Mesopotamia basin. Bull. "Geochemistry International", U.S.A. 1974, 11. N 4.

19. Bituminous matter. in the natire sulfur deposits of the Mesopotamia basin. Bull. "Lithology and Mineral Resources". U.S.A. 1975, 10. N 2.

20. Эволюция кварца песчаников Сахарской плиты// Вестн. Моск. ун-та. Сер. Геология, 1990. N 1. (Соавт.И.И.Плюснина, Н.В.Химичева).

21. Химико-кинетическое моделирование нефтеобра-зования (первичный крекинг). 3-е Всесоюз. совещ. по геохимии углерода: Тез. докл. М., 1991 (Соавт. H.BJIona-тин, Ю.И.Галушкин).

22. Нефтеобразование в осадочном бассейне Уэд эль-Миа (Триасовая провинция Алжира) в свете геохимических данных и компьютерного моделирования// Там же (Соавт. Ю.И.Галушкин, Н.В.Лопатин).

23. Геологическая история осадочных бассейнов и нефтеобразование (опыт компьютерного моделирования). Колл. монография. М.: Наука. (Соавт. Н.В. Лопатин, Ю.И.Галушкин). В печати.

24. Компьютерное моделирование истории погружения, эволюции термического режима и нефте-генерационного потенциала осадочных бассейнов (на примерах Западно-Сибирского бассейна и Триасовой провинции Сахары)// Геохимия (Соавт. Ю.Н.Галушкин, Н.В.Лопатин). В печати.

Пд.1

СХЕМАТИЧЕСКАЯ СТРУКТУРНАЯ КАРТА

САХАРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

ПО КРОВЛЕ ФУНДАМЕНТА

Fïg.2

MASS TRANSFER CRITERIA AND PETROPHYSIC FEATURES

a)

STABLE ISOTOPE. RANGE (iCu) FOR CARBONATE CEMENTS

-0 -ZS-SQ-2P 0 • 5 «10

= TRA§S)C CARBONATE : CARBONATE

__________ASSOSiATE

WITH SULPHATE

b)

GENERALIZED CURVES FOR POROSITY AND DENSITY GRADIENTS AND ECHELONS OF SANDSTONES AND SILTSTONES WITH DEPTH, OUED MYA BASIN. (BASED ON STATISTICAL PROCESSING OF POROSITY AND DENSITY DATA)

0 10 20 30 AO 50 ŒNOTY GRADIENT 0

....... (D GJ

20 POfiOSrrv GRADCNT (P GJ

10 20 30 AO 50 denstjy echelon

1000-

2.000-

■3.000-

4000

GRADIENTS FDR' Sandstoni porosity &ltstone porosity Sandstone density Sltstone density

-KXJ.JÖL.'/./OOrn ' TyKT'

lœlLà, V./I00m h2-h,

400 600 POnO^KHElßN

ECHELONS FOB'. Sandston« porosity . Siltstane porosity ■ Sandstone density . Sittstone density

INTERGRANLX-AR PRESSURE SOLUTION A. CAMBRIAN OUED MYA B DEVONIAN GHADAMES

r carbonferotfi lli7i

nORDOMCIAN AHNET-MOUYDR

d)

GENERALIZED FIELD CORRELATIONS OF POROSITY, PERMEABILITY AND DENSITY WITH DEPTH AND THEIR DISTRIBUTION

(BASED ON STATISTICAL PROCESSING OF RESERVCSR PETROPHYSICAL DATA OUED MYA AND GHADAMES BASINS)

DIAGENETIC CHEMICAL TRANSFORMATIONS FlO.3

CRBONATE REACTIONS

Decarboxylation: (Carbonic Acid Hypothesis)

Zone of Cementation 6C" = +2%« -25?.. , J ./ 2Ca +CO;- +CCÇ"—2CaCQ, jj"-f-

. . S.S '. ■. . HCO^-H + C03 1 Hdo;~H" + H CadOj* HjCXlj — ÇA** + HCOJ + HCO" à», +^0-^0»,

jco2 Decarboxylation Of Organic Acids (Matter) formsC02 (50°-l50°C)

.---Sh------

Dissociation:

(Organic Acid Hypothesis)

Zone ' of Cementation

: S.S.-

2Ca** +COT

+2ROOO"—CaÖbj +CoMOOO)2 insoluble i soluble

CaCO, + H* +HCO^

RCOOM

RCOCT +H*

Temperature optimum (80®-120*)

Organic Acids

Generation of secondary porosity due to carbonic or organic ocids may be distinguished by the ¿Cra values of resulting CaCOs cements, as shown by decarboxylation versus dissociation mechanisms.

SILICATE REACTIONS

Si I i cat Dissolution Reactions in H2C03 I. Microcline to lllite Conversion:

3KAISi3O,+2H2C0,+l2HtO -~KAIJSi,0,o(0H)!+2K*+GH,Si04 + 2HC0i

2 Microcline to Koolinite Conversion:

2KAISi30,+ 2H2C03+ 9H20-*-AI2Si206(0H)4 -+2K+ + 4H„Si0„ + 2HC0;

3 Anorthite to Koolinite Conversion:

CoAlzSijOe + H2CO, + HjO AljSijOjiOH^ + Ca** + C0;-

Formic Actlic Add Acid

1.Microcline to IHile Conversion:

3KAISiJO,+ 2HC0OH + l2HJ0—KAIJSi,01<1(0H)2+гK■'+6H4Si0<+2HC00-ЗKAI SijO. + CHjCOOH + ßHjO—KAI,Si,Cy0H)l+2K,+6H,Si04+2CH3C0C

2.Microcline to Koolinite Conversion-

2KAISi,0,+HC00H +9H20 -*-AI2Si20,(0H)4 +2K*+4H4Si0„ +2HC00-2KAJSi,O1+2CHJC0OH+9H20—AI,Sij05(0H)4 +2K* +4H,Si 04 +CH.COO-

3 Anorthite to Koolinite Conversion:

CaAltSi20, +2HC00H +H20 —AI2Si2Os(OH)4 + 2HCOO_ + Ca4* CaAljSijO. + CHjCOOH+aHjO—2AI,SitO,(OHi,+CH,COO*+Ca**

Comparison of Gibbs Free Energy (¿Gf) for carboin, formic

Conversion aV| Converting Agent Kcal/mole

K-spar—lllite -15,3% HboÔH CHjCOOH +102,6 + 95,6 + 23,6

K-spar—Koolinite Anortite—Koolinite -12,5% -1,26% H2C0, HCOOH CHJCOOH HJCOs HCOOH CHjCOOH ♦ 23,0 ♦ 15,8 - 4,28 - 15,0 - 16,5 - 3é,9

¿^represents percent reduction in the volume of solid phase products when compared to solid phase reactanfs

Efficiency of organic acids versus that of carbonic acid

Acid Approximate pH IH") Efficiency

Carbonic Acid »3,2 6,3x10"* -

Propionic Acid 2,44 3,6» 10 6x

Acetic Acid 2,38 4,2« I0"5 A

Formic Acid 1,88 1,3« 10 20x

Oxalic Acid 0,65 22« 10"' 350x

Solubility of calcium salts of corresponding acids (in GMSArter) data are compiled from Seidell (I965)

Temper. (°C) Cddum Acetate Cataun formate Cdäm ûiticnate

0 3?4.0 lél.5 Ô.ÔSI

10 20 3600 3470 8-818

25 342.0 166.0 0.056

30 338-5 — 0.042

40 3o2 0 1700 0.044

SO 175.0 0.038 .

80 84 335° 338 0 179 5

85 3290 - —

90 311 0 - —

100 297 0 184 0 -

Concentration of short-chain aliphatic acid onions in formation waters from Saharian Basins

iubsurtace

Basin Well Age Temperature •c Acetate Propinate

Oued OCT-I Ordovician 105.6 72.4 1.15

Mya GLNE-5 Lowy^gporion 107.8 214.5 26.7

BEL-I Silurian 78 474.5 38.7

KB-4 Caboniferaus 79 3042 60

HRS-I Triassic 822 114 03

HR-81 H 96 6.1 0.1

Gtadames STAH-L MRK-16 Lower Devon 122 27.5 6.0

Midde Devon 110 229.4 27.0

Illizi TFT-203 Ordovician 82 294.8 29.2

RCL-12 LcwerDewn 82 272.2 18.4

ZR-188 Mkldte Devon. 84.5 375.1 41.9

Secondary porosity from decarboxylation of kerogen

Silicate Dissolution Reactions in Organic Acids (HCOOH,CH3C00H)

Forcent 0 V6lum% Vol um %

Type Organic Weight* in COOH Calcite K-spar

Matter Oxygen Groups Dissolved Dissolved

III 25 25 1.6 4,4

11 15 13 05 1,4

1 10 7 02 Q5

Note Calculaticnnad« using r«octiona(SJ and (9) m •»■' | wmtptt percent orgvxc mailer, a Wiole porosity ot 20, and a yiole/sanditone ratio ot to Amaixilt ot diteolution (town ore mommum valuee for either or K-toor and are not additive

Porosity enhancement due to feldspar dissolution

Solvent Kerogen Type Shale/Sand Volume* ftxosrty Due to Anden DmoUui

Oxalate III «yi 2,6

Oxalate HI 20/1 5,2

Hydroquinone № (0/1 2,8

Hydroquinone HI 20/1 5,6

DETAIL LOGS SHOWING POROSITY AND PERMEABILITY EVOLUTION DUE 10 D1AGENETIC DISSOLUTION AND PRECIPITATION OF CARBONATE CEMENT OF SANDSTONES FROM HASSI R'MEL AND B.NIU GAS-CONDENSATE FIELDS

PETROCRAPHIC LEGEND

Granular elements

r 1 quertz

¡."I potycrystalline elements |:-:-;! feldspars >fOX

pebble of anhydrite <t% IX • II pebble of clays I'.'.'l pebble of dolomite

Cement

I " | anhydrite r.-.-.l detrital Mite |-"X-X-| authigenic iUtte

| ° | kaolin ite from 2 to 4 X

I'.'.'l chlorite

|I-1-"| clayed feldspar

I'.'.'l carbonate (dolomite\

[',■' barite

I*.' .'I Iron oxide

Fîg.5

ISOTOPIC CRITERIA,

DIAGENETIC DISSOLUTION AND PRECIPITATION OF CARBONATE CEMENT (IN TRIASSIC AND PALEOZOIC RESERVOIRS) SHOWN ON BLOC DIAGRAM M ERG ORIENTAL

»o ion t »,•/. tes. ««■••■AT« V

| It II n • • • ï a '1

170$ ? TMI Q v sjsssxr"

imt TMI CL iftm t«Urt, UtH* cr|«t*UkJt4

mi i TMl

l)UI TMl </ / cryfltUIlM

ttW 1 »,(") p < «rj*UlU«t4

41 »1 • HWi m m < > »•Urt.UMU •rytt»Uttt4 Nliet,

•M t k

»»trth,« P 0 t 0 S t T i C" X.

Hll.t TMl

KU « TMl

TMl <5 <

M*).« TUt l >

tSMt CM <{

1 Cfr-l) tjfi

MTt.1

<

Otl.1 \

«Ml « b *

Pi0 g BLOC-DIAGRAM OF PALEOZOIC SEDIMENTS,

3' AHKET-MOBYDIR BASIN SHOWIMG PIOROSITY ENHANSEMENT AND REDUCTION

DUE TO PRESSURE SOLUTION

nan mwn MITWIU IY CtMKHTATIM (x)

FORMATION

-Prh-6

-PrH-5(a,6,c)

,-PrH4

-PrH-3

-PrH-Z

0—PrH-1

LEGEND:

hercynian discordance

trap,

shale dominating areas

alternation dominating areas

} . ) sandstone dominating areas

location of wells at discordance level

\ y V Y V

/ \

/ / \ ./ A*

/•>.

\ ft

/ •*.

. / - ORSCrOCIAN SAMB3T0KE

FIELD HAMRA

(Kr-1)

QftrtlNAL MtWlTT DIITtmt IT Ct MUTATION (X)

Fig.7 PATTERN OF COMPONENTS

OF BURIAL DIAGENESIS IN MUDROCKS

K. 2to

Fi g. 8 COMPUTER MODELLING OF OIL (GAS) GENERATION, MIGRATION, EXPULSION

AND TRAPPING FROM SILURIAN

(SAHARI AN

Af^D DEVONIAN SOURCE ROCKS PLATFORM)

Paieotemperatire evolution and emulsion threshold

Comparison between the rates at pet return generator! n Rock-Eval e^erlnwnt (symbols) and calculated n the chemical kr* -tics model (solid line)

Distribution of apparent activation eneg-gies vs. residual oil ,p<*ertial (Pyrotysis data)

Distribution of apparent activation energies vs. inrttal petroleum potential. Note that data set represent ketogen state before oil window

The realization degries of oil generation potential tor the man chemical reactions in geological time

1 ? E=50 Kcal/mol A

Il /

if E=48 Kcal/mol y ,

w E=52 Kcal/mol y

/J*

-&> 1 30 ' -5T

g*otogical tiro» (My)