Где находится сахарский бассейн

Сахарский нефтегазоносный бассейн

Сахарский нефтегазоносный бассейн занимает северную и северо-западную часть пустыни Сахары и расположен главным образом на ее территории, а также частично Ливии, Туниса, Марокко, Мавритании, Испанской Сахары и Мали.

Сахарский бассейн, изучение геологического строения которого по существу только начинается, представляет обширную область прогибания в краевой части Североафриканской платформы, состоящую из нескольких крупных прогибов.

Ограничение бассейна с севера образовано складчатым Сахарским Атласом, сложенным мезозойскими породами. Сахарский Атлас сочленяется с Североафриканской платформой по региональному Южноатласскому разлому. С северо-запада бассейн ограничен глыбово-складчатыми горами Анти-Атласа (высотой до 3 км), сложенными палеозойскими отложениями, а с запада, где происходит замыкание бассейна, — невысоким плато Испанской Сахары, представляющими выступы древнего фундамента.

На юге граница бассейна проходит по выступам докембрийских массивов фундамента: Эглаб (580 м), Ахаггар (до 3 км) и Тибести (3, 4 км). Массив Эглаб (Регибат) от Ахаггара (Туарег) отделяется меридиональным прогибом Шеш, связывающим Сахарский бассейн с возможно нефтеносным бассейном Эльджуф. Ахаггар от нагорья Тибетси отделяется южным окончанием прогиба Мурзук, связывающим рассматриваемый бассейн с бассейном оз. Чад.

Восточная и северо-восточная границы Сахарского бассейна проводятся вдоль невысоких плоских возвышенностей поднятия Ремада, сложенных мезозойскими породами. С юга на север протягиваются вершины Эль-Харудж — Элб-Асвад высотой до 1200 м, Джебель-Эль-Сода высотой до 800 м, Уамада-Эль-Хамра высотой до 900 м. Эти возвышенности отделяют Сахарский бассейн от расположенного восточнее Ливийского нефтегазоносного бассейна. В пределы Сахарского бассейна включена несколько условно узкая прибрежная полоса, протягивающаяся к западу от Триполи.

Складчатый фундамент, обнажающийся в южном обрамлении бассейна, сложен гранитами, гнейсами, слюдяными сланцами. Фундамент в центральных частях бассейна опущен на глубину в несколько тысяч метров и отличается сравнительно расчлененным рельефом. Осадочный чехол образован горизонтально залегающими породами палеозоя и мезозоя. Отложения палеозоя обнажаются по периферии Ахаггарского нагорья, в Угартском поднятии и на востоке бассейна, где они смяты в складки различной интенсивности, усиливающейся в более древних стратиграфических подразделениях. На палеозойские слои с несогласием ложатся так называемые «промежуточные континентальные отложения», представленные песчаниками и конгломератами и залегающие между морскими отложениями нижнего карбона и верхнего мела. Эта толща на востоке сопоставляется с серией Нубийских песчаников (ОАР). На севере промежуточные континентальные отложения имеют нижнемеловой возраст и подстилаются морскими отложениями юры и триаса. Верхний мел и эоцен представлены морскими отложениями; более молодые третичные отложения развиты в континентальных фациях. На Ахаггаре и Тибести и к северу от последнего большое развитие получили верхнетретичные и четвертичные вулканические образования (см. табл. 50).

В пределах Сахарского бассейна выделяется ряд впадин — синеклиз, изученных крайне неравномерно. В зарубежной литературе эти синеклизы именуются бассейнами.

На крайнем западе Сахарского бассейна находится впадина Тиндуф, вытянутая в широтном направлении и ограниченная с севера Анти-Атласом, а с юга — массивом Эглаб. Осадочная толща, обнажающаяся по склонам Анти-Атласа и Эглаба, а также в западном обрамлении впадины, состоит из преимущественно палеозойских песчано-сланцевых пород, возраст которых датируется от кембрия до карбона. Мощность этой толщи свыше 10 км. Она покрывается континентальными неогеновыми и четвертичными отложениями, мощность которых достигает нескольких сотен метров.

На востоке впадина Тиндуф сменяется впадиной Регган, протягивающейся с северо-запада на юго-восток. С северо-востока и востока впадина Регган ограничена цепью Угарт, в ядре которой обнажается докембрии. С юга и юго-запада ограничением служит массив Эглаб. IIa юге впадина переходит в вытянутый в меридиональном направлении прогиб Шеш. Впадина Рехтан так же, как и предыдущая, представляет пологую синеклизу, выполненную палеозоем. На палеозойские отложения с несогласием ложится континентальная толща, сложенная грубыми конгломератами, перекрытыми глинами и красноцветными песчаниками, мощностью до 350 м. Эта серия относится к верхнему карбону и возможно к перьми и перекрывается континентальными третичными отложениями. Во впадине Регган проводились поиски месторождений в рифовых известняках среднего девона, не давшие-пока положительных результатов. Были получены только Небольшие притоки горючего газа.

Впадина Ахнет расположена на северо-западных склонах Ахаггарского массива. С севера она ограничена мезозойским плато Тадемаит (до 800 м), с востока — Амгидским выступом фундамента, северное погребенное продолжение которого получило название поднятия Биод. С запада впадина ограничена южным продолжением Угартской палеозойской зоны поднятий. Впадина сложена с поверхности палеозойскими породами, за исключением ее северной части (прогиб Тидикельт).

Палеозойские отложения начинаются с кембро-ордовика и заканчиваются намюрским ярусом карбона. Они представлены разнообразными песчано-сланцевыми и известковыми толщами мощностью до нескольких километров. Палеозойские образования перекрыты глинисто-песчаной «промежуточной континентальной толщей» (нижний мел) и третичными континентальными песчаниками. В разрезе как тех, так и других наблюдаются прослои известняков и доломитов. Породы залегают почти горизонтально и развиты в прогибе Тидикельт, скрывая глубинное его строение.

Во впадине Ахнет выделяется, кроме прогиба Тидикельт, еще несколько частных прогибов, вытянутых в субмеридиональном направлении. Прогиб Мойдир (собственно Ахнет) отделен от Аццель-Матти выступами фундамента или их погребенными продолжениями. В этих прогибах палеозойские отложения смяты в линейно-вытянутые антиклинали. Выделяется три направления антиклинальных зон: основное — меридиональное и второстепенные — с ЮЗ на СB и с IOB на СЗ. По характеру и интенсивности складчатости резко различают три области. На юге в районе выходов на поверхность кемброордовика, силура и нижнего девона складчатость очень интенсивна — углы падения достигают 90°, имеются многочисленные разрывы. Севернее в районе обнажений верхнего девона и карбона углы падения пластов не превышают 20°. Еще севернее в районе развития мезозойских слоев складки очень пологие высотой не более 10 м. Во впадине Ахнет выявлено около 40 антиклинальных складок размером в среднем 15—20х5 км и высотой от 20 до 600 м. Антиклинальные складки группируются в протяженные антиклинальные зоны, представляющие зоны нефтегазонакопления (рис. 132).

Разбуривание отдельных поднятий привело к открытию промышленных залежей природного газа, приуроченных к кембро-ордовикским песчаникам, девонским песчаникам и известнякам нижнего и среднего отдела и к каменноугольным песчаникам турнейского возраста. Отмечены признаки жидкой нефти в девоне и карбоне. Промышленных залежей нефти пока не обнаружено.

Глубина залегания продуктивных горизонтов колеблется от нескольких сотен до 2500 м. Газ в основном состоит из метана. Первый газ получен у Джебел-Берга в 1954 г. С тех пор открыто еще более 10 месторождений. Запасы газа оцениваются 15 млрд. м3.

В юго-восточной части бассейна между северо-восточными склонами Ахаггара и северо-западными Тибести расположена впадина Феццан. С востока впадина ограничена поднятиями Джебель-Эль-Сода и Эль-Харудж—Эль-Асвад, в строении которых наряду с палеозойскими и мезозойскими отложениями принимают участие и молодые лавовые потоки. На севере впадина от остальной части бассейна отделяется мезозойскими возвышенностями Xaмада — Тингерт, на западе обрамлением служит выступ фундамента у Агадира. В пределах впадины можно выделить два частных прогиба: на севере Полиньяк, а на юге — Мурзук, разделенных поднятиями Джебель-Феццан и Тимбока.

Прогиб Мурзук, имеющий в плане форму перевернутого треугольника с вершиной на юге, выполнен мощными палеозойскими отложениями, обнажающимися по ее бортам, и континентальными мезозойскими и третичными образованиями, занимающими ее центральную, наиболее прогнутую часть (рис. 133).

Наиболее изученным является прогиб Полиньяк. В его строении, как и в строении смежной впадины Ахнет, большую роль играют отложения палеозоя, обнажающиеся как на западе прогиба, так и на востоке. Для палеозойского разреза характерной особенностью является наличие крупных внутренних перерывов и пестрый литологический состав. Мощпость палеозоя достигает 3,5 км. В основном это песчано-глинистые породы с прослоями известняков (средний девон) и известняков и гипсов (карбон). Хорошие коллекторы, разделенные глинистыми пачками, известны практически по всему разрезу. Особенно выдержаны песчаные горизонты в среднем девоне и некоторых свитах карбона.

Мезозой, сложенный глинисто-песчаными образованиями, несогласно залегает на породах палеозоя и расчленяется на литологические комплексы зарзаитин, тауратин и джуа, относимые к триасу и нижнему мелу. Его мощность 650 м. Мезозойские отложения слабо дислоцированы. Третичные континентальные песчаники и известняки имеют небольшую мощность.

Южное крыло прогиба Полиньяк представляет собой моноклиналь, полого наклоненную к северу и осложненную многочисленными антиклинальными поднятиями. Углы падения на поднятиях не превышают 6—8°. Наряду с этим имеются отдельные, резко выраженные антиклинальные зоны с углами падения до 50°, причем складки асимметричны и осложнены разрывами. Две такие зоны находятся несколько восточнее границы — между Алжиром и Ливией — и расположены на северном продолжении поднятия Тимбока и еще одна, получившая название Джебель-Эссау-Меллен, на западе прогиба. Отдельные структурные зоны, выделяемые в области развития палеозоя, продолжаются под мезозойским и третичным осадочным покровом. Структуры имеют в основном субмеридиональное простирание, а также северо-западное, а в восточной части прогиба и северо-восточное (рис. 134).

В пределах прогиба Полиньяк обнаружены антиклинальные зоны нефтегазонакопления, с которыми связаны месторождения нефти и газа антиклинального типа. В пределах алжирской части прогиба в состав восточной антиклинальной зоны нефтегазонакопления входят нефтяные месторождения Зарзаитин и Эджеле, в состав западной — месторождения Тигуентурин и др. В Ливии с аналогичными зонами связаны месторождения нефти Атшан и Тахара.

Нефтегазоносны горизонты ордовика, нижнего девона, верхней части верхнего девона, пласт «В» в свите Ассекайфаф карбона. Залежи пластовые сводовые и тектонически экранированные. Глубина залегания от 500 до 2000 м с лишним.

Всего в алжирской части прогиба Полиньяк в настоящее время насчитывается свыше 10 нефтяных и газовых месторождений, в пределах ливийской части — два нефтяных месторождения. Возможно обнаружение зон нефтегазонакопления, связанных с литологическим выклиниванием коллекторских горизонтов, особенно в верхнем девоне, а также зон, связанных с рифовыми выступами среднедевонских известняков.

Западная впадина расположена в северо-западной части Сахарского бассейна и в наиболее прогнутой своей части занята Большим Западным Эргом. С севера впадина по Южноатласскому разлому отделена от гор Сахарского Атласа. Западное и юго-западное ограничение образовано Угартскими цепями. От впадины Ахнет Западная впадина отделена мезозойским поднятием Тадемаит. Восточное ограничение впадины проводится по меридиональному погребенному валу Тильремт. Этот вал расположен, по-видимому, на продолжении выступа фундамента массива Ахаггар — Иджеране, отделяющему с запада прогиб Муйдир, и образованный палеозоем.

В Западной впадине, выделяются частные прогибы: Коломб-Бешар, Мак-Магон, разделенные на северо-востоке поднятием Рарби. На северо-западе прогиб Коломб-Бешар через небольшой структурный порог соединяется с прогибом Будениб. Западная впадина заполнена мощной серией терригенных осадков кембро-ордовика (2000 м), битуминозных глин и глинистых известняков силура (1500 м), песчано-глинистых и известняковых пород девона (500 м), грубозернистых отложений карбона (несколько километров). Мезозойские отложения пользуются очень ограниченным развитием и распространены преимущественно на востоке впадины.

В Западной впадине осадочный чехол смят в очень пологие антиклинальные складки, простирающиеся параллельно Угартским цепям, складкам Сахарского Атласа (в пределах поднятия Рарби) и в субмеридиональном направлении.

В пределах впадины известно несколько антиклинальных зон нефтегазонакопления. Наиболее изученной является зона, связанная с погребенным валом Иджеране. Этот вал на протяжении палеозойской и мезозойской истории развития Северной Сахары служил разделяющим барьером для двух — западной и восточной — областей крупного прогибания. К северному окончанию этого вала — своду Тильремт приурочено крупнейшее газовое месторождение бассейна Хасси-Эр-Мель, открытое в 1956 г. Газоносны пески триаса, залегающие па кембрии. Покрышкой служат соль и глины триаса. Залежь пластовая сводовая. Запасы газа 1 триллион м3.

Притоки нефти и газа получены на структурах, расположенных в пределах поднятия Рарби, имеющего простирание с CB на ЮЗ (Хасси-Бу-Зид, Хасси-Эль-Мор, Шааб-Эль-Хофра и др.).

Восточная впадина, наиболее прогнутый участок которой занят Большим Восточным Эргом, занимает всю северо-восточную часть Сахарского бассейна. В отличие от предыдущих впадин в Восточной впадине широким развитием пользуются морские мезозойские отложения мощностью свыше 3,5 км, обнажающиеся в ее обрамлении.

В пределах Восточной впадины известно несколько антиклинальных зон нефтегазонакоплений. Центральная зона проходит в меридиональном направлении через всю впадину. Она расположена на продолжении Амгид-ского выступа Ахаггарекого массива и его северного продолжения — поднятия Эль-Биод. К этой антиклинальной зоне приурочены крупнейшие месторождения Сахарского бассейна — Хасси-Мессауд, открытое в 1956 г., Эль-Хасси — в 1959 г., Эль-Атреб, Уаргла.

Нефтяное месторождение Хасси-Мессауд антиклинального типа, площадью 2 тыс. км2. Залежь пластовая сводовая. Нефтеносны песчаники кембрия в интервале 3300—3500 м, ложащиеся на фундамент и перекрытые ангидритовой толщей триаса. Средняя мощность продуктивного горизонта 75 м. Нефть уд. веса 0,8; запасы 500 млн. м3. Аналогичное строение имеют и другие месторождения этой зоны,

У восточной границы впадины в Ливии недавно открыто месторождение Тлаксин. Нефтеносны песчаники силура на глубине 2670 м. Севернее Тлаксин обнаружено еще одно крупное антиклинальное поднятие, вытянутое в широтном направлении Гариан. В его пределах последнее время одна из скважин Уэд-Уебби получила промышленные притоки газа с глубины 1100 м из отложений триаса, залегающих непосредственно под меловыми породами.

Небольшая впадина Гир расположена в северо-западной части бассейна на стыке Анти-Атласа, Сахарского Атласа и Угартских поднятий; выполнена палеозоем.

Сахарский нефтегазоносный бассейн является одним из весьма перспективных бассейнов земного шара. Предполагается, что в ближайшие пять лет добыча нефти в нем возрастет до 50 млн. т в год.

САХА́РО-ВОСТОЧНОСРЕДИЗЕМНОМО́РСКИЙ НЕФТЕГАЗОНО́СНЫЙ БАССЕ́ЙН

САХА́РО-ВОСТОЧНОСРЕДИЗЕМНОМО́ Р­ СКИЙ НЕФТЕГАЗОНО́ СНЫЙ БАС­С Е́ЙН, в Tунисе, Ли­вии, Eгипте, Ли­ва­не, Из­раи­ле, в т. ч. в ак­ва­то­рии Cредиземного мо­ря. Пл. 2100 тыс. км 2 , в т. ч. 800 тыс. км 2 в ак­ва­то­рии. На­чаль­ные пром. за­па­сы ок. 4000 млн. т неф­ти и св. 1100 млрд. м 3 га­за. Пер­вое неф­тя­ное ме­сто­ро­ж­де­ние Зель­тен от­кры­то в 1959, га­зо­вое Дже­бель-Aбдеррахман – в 1948, раз­ра­бот­ка c 1961. От­кры­то ок. 350 ме­сто­ро­ж­де­ний неф­ти и га­за, круп­ней­шие неф­тя­ные вы­яв­ле­ны в Ли­вии – Cерир, Aмаль, Джа­лу, Hacep (Зель­тен), Де­фа, Ин­ти­сар-Д; га­зо­вое в Егип­те – Aбу-Mади. В тек­тонич. пла­не при­уро­чен к вост. час­ти Са­хар­ской пли­ты и Вос­точ­но-Сре­ди­зем­но­морскому пе­ри­кра­тон­но­му про­ги­бу. Oсадочный че­хол сум­мар­ной мощ­но­стью 5000 м на су­ше и уве­ли­чи­ваю­щий­ся в ак­ва­то­рии пред­став­лен па­лео­зой­ски­ми, пре­им. тер­ри­ген­ны­ми, и ме­зо­кай­но­зой­ски­ми тер­ри­ген­но-кар­бо­нат­ны­ми от­ло­же­ния­ми. B струк­ту­ре бас­сей­на вы­де­ля­ют ряд об­шир­ных си­нек­лиз, раз­де­лён­ных про­тя­жён­ны­ми ме­га­ва­ла­ми и гря­да­ми. Б. ч. за­па­сов со­сре­до­то­че­на во впа­ди­не Cирт. Hефтегазоносны по­ро­ды ко­ры вы­вет­ри­ва­ния до­кем­брий­ско­го фун­да­мен­та, пес­ча­ни­ки кем­брия и ор­до­ви­ка, пес­ча­ни­ки и из­вест­ня­ки ме­ла и кай­но­зоя. Mесторождения свя­за­ны c по­ло­ги­ми бра­хи­ан­тик­ли­на­ля­ми. За­ле­жи в тер­ри­ген­ных от­ло­же­ни­ях пла­сто­вые сво­до­вые, в из­вест­ня­ках мас­сив­ные. Глу­би­на их за­ле­га­ния 670–3600 м, пре­им. 900–2500 м. Ло­вуш­ки в осн. струк­тур­но­го ти­па в ог­ра­ни­чен­ных раз­ло­ма­ми бло­ках, эро­зи­он­ных вы­сту­пах и ри­фо­вых мас­си­вах. Плот­ность неф­ти 811–845 кг/м 3 , со­дер­жа­ние S до 1%. Cостав га­зов (%): CH 4 64,5–78,9; C 2H 6 + выс­шие уг­ле­во­до­ро­ды 20,7–34,7; CO 2 0,8. B си­нек­ли­зе Кат­тара неф­тя­ные и га­зо­вые ме­сто­ро­ж­де­ния об­на­ру­же­ны в от­ло­же­ни­ях ме­ла и нео­ге­на на глу­би­не 360–3500 м. B ара­вий­ской час­ти бас­сей­на про­дук­тив­ны ниж­не­ме­ло­вые (го­те­рив) пес­ча­ни­ки и сред­не­юр­ские из­вест­ня­ки и пес­ча­ни­ки на глу­би­не 1100–2000 м.

Большая советская энциклопедия (БСЭ)
Сахарский нефтегазоносный бассейн

Сахарский нефтегазоносный бассейн

Сахаро-Ливииский нефтегазоносный бассейн, крупнейший в Африке. Располагается на территории Алжира, южной окраине Туниса, Северной Ливии и северо-западной части АРЕ. В широтном направлении вытянут на 3600 км, а в меридиональном – до 800 км. Общая площадь бассейна около 2500 тыс. км 2 . Общие запасы С. н. б. оцениваются: нефти 4,9 млрд. т, газа 3,9 трлн. м 3 (1974). Наиболее крупные нефтяные месторождения: в Алжире – Хасси-Месауд (с начальными извлекаемыми запасами 1420 млн. т), в Ливии – Серир (1105 млн. т), Амаль (580 млн. т), Джало (558 млн. т), Зельтен (551 млн. т); газовые: в Алжире – Хасси-Рмель (1,53 трлн. м 3 ), Рурд-Нюс (850 млрд. м 3 ) и др.

Поисково-разведочные работы в С. н. б. начались в 50-х гг. 20 в. на территории Алжира и Ливии, а в 70-х – в АРЕ.

С. н. б. представляет обширную область прогибания на С. Сахарской плиты (См. Сахарская плита); западной границей бассейна служит внутриплатформенная складчатая зона Угарта, на Ю.-З. расположен Туарегский (Ахаггарский) массив, на Ю.-В. – массивы Тибести, Эль-Увейнат и западная оконечность Нубийско-Аравийского щита (См. Нубийско-Аравийский щит), на В. – Суэцкий грабен, на С.-З. – складчатая система Атласа. Восточная половина бассейна в северном направлении погружается под воды Средиземного моря. Разрез осадочного чехла С. н. б. представлен палеозойскими (4000 м) и кайнозойскими (500 м) терригенными и мезозойскими (5500 м) соленосными и карбонатными породами. Осадочный чехол выполняет ряд крупных краевых платформенных впадин (Сирт, Иллизи и др.), разделённых поперечными блоковыми поднятиями, часто с выступами фундамента. Основные запасы нефти и газа приурочены к отложениям кембрия – ордовика, девона, карбона, триаса (газ), мела и палеогена. Коллекторами являются преимущественно песчаные породы и известняки (иногда рифогенные). Месторождения приурочены главным образом к куполовидным и брахиантиклинальным складкам; глубины залегания продуктивных горизонтов различны (от 400 до 3550 м). Нефть преимущественно лёгкая (плотность 0,80- 0,85), бессернистая или слабосернистая (в среднем 0,1-0,2%). На территории С. н. б. выявлено свыше 200 нефтяных и 60 газовых месторождений. В 1973 эксплуатировалось 75 месторождений, суммарная добыча из которых составила 157 млн. т нефти и 30 млрд. м 3 газа. Дальнейшие перспективы поисков новых месторождений нефти и газа связаны с разведкой территорий различных впадин, а также прилегающих частей акватории Средиземного моря. Крупные нефтяные и газовые месторождения С. н. б. связаны сетью нефте- и газопроводов с портами средиземноморского побережья Алжира, Туниса и Ливии, а также с северо-восточными и юго-восточными районами Алжирской Сахары.

Лит.: Геология и нефтегазоносность Алжирской Сахары, М., 1971; Геология и полезные ископаемые Африки, М., 1973; Тектоника Африки, пер. с франц., М., 1973; Ресурсы нефти и газа капиталистических и развивающихся стран, т. 1, Л., 1974; International petroleum encyclopedia, Tulsa, 1974.

Сахаро-Средиземноморский нефтегазоносный бассейн

САХАРО-СРЕДИЗЕМНОМОРСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН — расположен в северной части Африки на территории Туниса, Ливии, Египта, Ливана, Израиля и в акватории Средиземного моря (карта).

Площадь 2100 тысяч км 2 , в т.ч. 800 тысяч км 2 в акватории. Является самым крупным нефтегазоносным бассейном на Африканском континенте по запасам нефти; начальные промышленные запасы 5200 млн. т нефти и 1200 млрд. м 3 газа. Первое нефтяное месторождение Зельтен открыто в 1959, газовое Джебель-Абдеррахман — в 1948, разработка с 1961. К началу 1985 открыто около 325 нефтяных и газовых месторождений, крупнейшие из которых Серир (870 млн. т), Наcep (Зельтен) (290 млн. т), Амаль (570 млн. т), Джалу (540 млн. т), Дефа (240 млн. т), Интисар-Д (200 млн. т), Абу-Мади (60 млрд. м 3 ).

Сахаро-Средиземноморский нефтегазоносный бассейн приурочен к восточной части Сахарской плиты и Восточно-Средиземноморскому перикратонному прогибу. Фундамент сложен докембрийскими кристаллическими породами. Осадочный чехол суммарной мощностью 5000 м на суше и 15 000 м в акватории представлен палеозойскими, преимущественно терригенными, и мезо-кайнозойскими терригенно-карбонатными отложениями. В структуре бассейна выделяют ряд обширных синеклиз, разделённых протяжёнными мегавалами и грядами. Большая часть запасов сосредоточена во впадине Сирт. Нефтегазоносны породы коры докембрийского фундамента, песчаники кембро-ордовика, песчаники и известняки мела и кайнозоя. Месторождения связаны с пологими брахиантиклиналями. Залежи в терригенных отложениях пластовые сводовые, в известняках массивные. Глубина их залегания 670-3600 м, преимущественно 900-2500 м. Ловушки в основном структурного типа в ограниченных разломами блоках, эрозионных выступах и рифовых массивах. Плотность нефти 811-845 кг/м 3 , содержание S до 1 %. Состав газов (%): CH₄ 64,5-78,9; С₂Н₆+ высшие 20,7-34,7; CО₂ 0,8. В восточной части бассейна (синеклиза Каттара) нефтяные и газовые месторождения обнаружены в отложениях мела и неогена на глубине 360-3500 м. В аравийской части бассейна продуктивны нижнемеловые (готерив) песчаники и среднеюрские известняки и песчаники на глубине 1100-2000 м. Годовая добыча нефти (1985) около 55 млн. т, газа (в основном попутный) 15,4 млрд. м 3 , накопленная (к началу1986) 2070 млн. т и около 80 млрд. м 3 соответственно. Суммарная протяжённость нефтепроводов около 4 тысяч км, газопроводов 1,3 тысяч км. Наиболее протяжённые нефтепроводы от месторождения Серир до порта Mapca-эль-Харига (около 500 км), Интисар — Эз-Зувайтина (200 км), Самах — Эс-Сидер (300 км). Разрабатывается около 60 месторождений, центр добычи — впадина Сирт.

Значение САХАРСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН в Большой советской энциклопедии, БСЭ

нефтегазоносный бассейн, Сахаро-Ливииский нефтегазоносный бассейн, крупнейший в Африке. Располагается на территории Алжира, южной окраине Туниса, Северной Ливии и северо-западной части АРЕ. В широтном направлении вытянут на 3600 км, а в меридиональном – до 800 км. Общая площадь бассейна около 2500 тыс. км2. Общие запасы С. н. б. оцениваются: нефти 4,9 млрд. т, газа 3,9 трлн. м3 (1974). Наиболее крупные нефтяные месторождения: в Алжире – Хасси-Месауд (с начальными извлекаемыми запасами 1420 млн. т ) , в Ливии – Серир (1105 млн. т ) , Амаль (580 млн. т ) , Джало (558 млн. т ) , Зельтен (551 млн. т ) ; газовые: в Алжире – Хасси-Рмель (1,53 трлн. м3 ) , Рурд-Нюс (850 млрд. м3 ) и др.

Поисково-разведочные работы в С. н. б. начались в 50-х гг. 20 в. на территории Алжира и Ливии, а в 70-х – в АРЕ.

С. н. б. представляет обширную область прогибания на С. Сахарской плиты ; западной границей бассейна служит внутриплатформенная складчатая зона Угарта, на Ю.-З. расположен Туарегский (Ахаггарский) массив, на Ю.-В. – массивы Тибести, Эль-Увейнат и западная оконечность Нубийско-Аравийского щита , на В. – Суэцкий грабен, на С.-З. – складчатая система Атласа. Восточная половина бассейна в северном направлении погружается под воды Средиземного моря. Разрез осадочного чехла С. н. б. представлен палеозойскими (4000 м ) и кайнозойскими (500 м ) терригенными и мезозойскими (5500 м ) соленосными и карбонатными породами. Осадочный чехол выполняет ряд крупных краевых платформенных впадин (Сирт, Иллизи и др.), разделённых поперечными блоковыми поднятиями, часто с выступами фундамента. Основные запасы нефти и газа приурочены к отложениям кембрия – ордовика, девона, карбона, триаса (газ), мела и палеогена. Коллекторами являются преимущественно песчаные породы и известняки (иногда рифогенные). Месторождения приурочены главным образом к куполовидным и брахиантиклинальным складкам; глубины залегания продуктивных горизонтов различны (от 400 до 3550 м ) . Нефть преимущественно лёгкая (плотность 0,80- 0,85), бессернистая или слабосернистая (в среднем 0,1-0,2%). На территории С. н. б. выявлено свыше 200 нефтяных и 60 газовых месторождений. В 1973 эксплуатировалось 75 месторождений, суммарная добыча из которых составила 157 млн. т нефти и 30 млрд. м3 газа. Дальнейшие перспективы поисков новых месторождений нефти и газа связаны с разведкой территорий различных впадин, а также прилегающих частей акватории Средиземного моря. Крупные нефтяные и газовые месторождения С. н. б. связаны сетью нефте- и газопроводов с портами средиземноморского побережья Алжира, Туниса и Ливии, а также с северо-восточными и юго-восточными районами Алжирской Сахары.

Лит.: Геология и нефтегазоносность Алжирской Сахары, М., 1971; Геология и полезные ископаемые Африки, М., 1973; Тектоника Африки, пер. с франц., М., 1973; Ресурсы нефти и газа капиталистических и развивающихся стран, т. 1, Л., 1974; International petroleum encyclopedia, Tulsa, 1974.