Cтраница 2
Не глубина залегания, а именно температура является ведущим фактором преобразования органического вещества. Филиппи отмечает для верхнемиоценовых отложений бассейна Лос-Анджелес резкое увеличение содержания углеводородов в интервалах 2640 - 3290 м и 117 - 142 С и перелом в свойствах микронефти. [16]
Нефтегазоносность Нигерийского бассейна, охватывающего в основном дельту Нигера, связана с терригенными породами миоцена, эоцена и в меньшей степени с верхним мелом. Отложения бассейна погружаются к краю шельфа и далее выходят на континентальный склон. Продуктивные горизонты залегают на глубине 1 - 4 км. [17]
Заметим, что представление о синхронности фосфоритов шиханов и Се-леука принимается и в некоторых позднейших работах. Так, А. В. Ильин [20] считает, что те и другие приурочены к сакмаро-артинским отложениям, но разделяются на две фациальные зоны, из которых западная связана с рифами, а в восточной тонкослоистые фосфориты с доломитами. Отложения единого сакмаро-артинского бассейна в западной зоне мелководные, а в восточной - более глубоководные. [18]
В прогибе вскрыты пермские отложения мощностью свыше 1600 м, представленные угленосными терригенно-карбонатными породами. В подошве бассейна известны протерозойские ( синийские), кембрийские, ордовикские и силурийские терригенно-карбонатные породы мощностью более 5 км. В целом мощность фанерозойских отложений бассейна достигает 12 км. Для верхней большой части разреза до низов верхнего триаса характерно развитие пестроцветных песчано-глинистых образований континентального происхождения, ниже в разрезе появляются известняки. [19]