Фация - отложение
Cтраница 3
Конечно, в каждом частном случае пределы благоприятных мощностей различны, поскольку продолжительность накопления отдельных стратиграфических горизонтов отнюдь не постоянна а, в зависимости от фаций отложений различно и количество органического материала, поступающего в единицу времени в данный осадок. [31]
Несомненно, что преобразование исходного органического материала взаимно связано с окислительно-восстановительной средой как самого водоема, так и осадка, и эта среда в зависимости от фаций отложений различна. [32]
Таким образом, при наличии зараженного сероводородом нижнего слоя воды и относительно небольшой толщины верхнего ( окислительного) слоя для превращения органического материала планктона в сторону восстановления более благоприятны фации отложений на этих зараженных сероводородом глубинах. В более мелководной части бассейна, где вся толща воды до дна характеризуется окислительным режимом, исходный органический материал подвержен большему окислению. В то же время на примере сублиторали Каспия мы видели, что в условиях еще более мелководной обстановки открытой части моря органическое вещество ( в том числе планктона) попадает в осадок почти не окисленным, достигая весьма значительных показателей восстановления битума. Различия преобразования органического вещества в этих последних условиях и в условиях лишь немного более глубоководной фации мидиевого ила очень резкие. В этом отношении весьма показательно сравнение графиков состава битумов донных осадков сублиторали Каспия ( фиг. [33]
Поэтому, когда противники теории органического происхождения нефти и газа так легко говорят о невозможности образования нефти в так называемых континентальных отложениях, и в данном случае в отложениях бавлинской толщи, то следует сначала как следует разобраться, о каких типах и о каких фациях этпх отложений идет речь. Если же речь идет о действительно континентальных, субаэральных осадках ( которых никто пока не принимал за нефтематеринские), то можно согласиться с нашими оппонентами. [34]
Соответственно в Черном море в связи с меньшими размерами планкти-ческих организмов и большей температурой воды значительная часть органической материи планктона, разлагаясь, переходит в водный раствор и остающаяся, более стойкая часть органического вещества ( та, которая попадает в осадок) оказывается в большей степени обогащенной углеродом и обедненной азотом, чем в условиях других сравниваемых фаций отложений. Происходит уже в воде процесс превращения органического вещества, подобный протекающему в других осадках в стадии диагенеза. Показательно, что максимумы кривой G / N черноморских осадков ( кривая 4) достигают тех же значений C / N 15, которые характерны по Траску для геологически значительно более древних отложений - от третичных до палеозойских включительно [ 51, фиг. По имеющимся у нас данным [ 13, табл. 12 ] такими и даже еще более высокими величинами G / N ( от 10 6 до 89 6, в среднем 35 3) характеризуются некоторые горючие сланцы третичных отложений Кобыстана. [35]
На примере многих нефтегазоносных бассейнов СССР уже известно, что характер размещения благоприятных для нефте-газообразования и нефтегазонакопления фаций, по существу, во многом предопределяет размещение нефтяных и газовых месторождений, естественно, при благоприятных сочетаниях литофациальных и тектонических условий. Кавказа значение фаций отложений как основного фактора, определяющего постоянную нефтегазоносность одной группы фаций и столь же закономерное отсутствие нефти - в другой. [36]
Та или иная направленность процесса создается при определенных условиях образования и диагенеза осадков. На характер соответствующих фаций отложений влияет ряд факторов. Рассмотрим их в отдельности. [37]
На водораздельных пространствах в позднем миоцене и раннем плиоцене формируются толщи пестроцветных и красно-бурых глин. По мнению большинства исследователей, пестроцветные глины представляют собой озерно-болотную фацию отложений, а перекрывающие их крас-ло бурые глины элювиально-делювиальную. Хотя эти отложения и называются глинами, но имеют весьма пестрый состав и включают помимо глин суглинки, супеси и даже пески различных оттенков бурого цвета. Об их элювиальном происхождении свидетельствует наличие карбонатных стяжений, марганцево-железистых бобовин и других новообразований. [38]
Для оценки масштаба и форм миграции нефти непосредственный интерес представляют условия распределения нефтяных месторождений. Последние, как правило, располагаются в пределах контура тех фаций отложений, где происходила и генерация нефти. Весьма показательно в этом отношении распределение нефтяных месторождений, связанных с продуктивной толщей Азербайджана. [39]
 |
Фации отложений, перспективные для поисков нефти. [40] |
Установление диагенетической стадии образования нефти и газа существенно уточняет геолого-геохимические критерии оценки перспектив нефтеносности. Коль скоро генерация углеводородов начинается в диагенезе, на первый план выступает значение фаций отложений как основного фактора, определяющего возможность и эффективность самого процесса образования и накопления нефти. Характеристике фации отложении, благоприятных для образования и накопления нефти 1нерте - носных фаций), была посвящена специальная раоота iioj. В рассмотренной выше табл. 12 им отвечают группы фаций I, II, III. [41]
III, все нефтяные месторождения закономерно приурочены здесь к области распространения благоприятных для образования нефти фаций отложений: апшеронской, кобыстанской и нижнекуринской, слагающих в пределах данного бассейна седиментации определенную фациальную зону. С внешней стороны бассейна она ограничена ненефтеносными краевыми фациями продуктивной толщи, а с внутренней - более глубоководными фациями центральной части бассейна. [42]
Эти явления не единичны. Аналогичные соотношения наблюдаются также в Перуанском районе Тихого океана. Соответствующие фации отложений, даже относительно глубоководные ( до 1000 м), могут оказаться перспективными для генерации нефти. [43]
В процессе седиментации и диагенеза содержание углеводородных компонентов органического вещества осадков изменяется как количественно, так и качественно. При этом наиболее показательны не столько абсолютные содержания углеводородов в осадке, сколько их относительные содержания в органическом веществе и его битумной части. В зависимости от фаций отложений направленность соответствующих изменений органического вещества тоже различна. [44]
В породах, испытавших диагенетические изменения, указанные концентрации органического вещества, которые были достаточны для создания восстановительной среды в осадке, в результате последующей потери менее стойких соединений этого органического вещества могут быть еще ниже. Например, в породах древнего Каспия смена восстановительной обстановки осадка на окислительную наблюдается при снижении содержания органического углерода ниже 0 2 - 0 3 % в песчано-алевритовых отложениях и ниже 0 3 - 0 4 % в глинистых. Такие бедные органическим веществом фации отложений при прочих равных условиях заведомо менее благоприятны для восстановления битумов. [45]
Страницы: 1 2 3 4