Рухин Л.Б. Основы литологии. Учение об осадочных породах
Подождите немного. Документ загружается.
7~
Накопление
железорудных
субфОРМI!ЦИЙ
.
начинается
в
зоне
чисто
песчаных
осадков,
становится
'
особенно
интенсивным
в
зоне
смешанных
песчано-глинистых
и
ракушняковых
отложени
,
Й
и
почти
прекращается
.
!'1
области
чисто l'линистых
или
карбонатных
отлощениЙ.
Об
этом
же
свидетельствуют
и
фациальные
замещения
рудоносных
толщ
глинистыми
или
карбонатными
породами
по мере
удаления
от
береговой
линии.
Оолитовые
железорудные
субформации
нередко
распространены
в
виде
полос
длиной
в
несколько
десятков
километров
и
более.
Так,
минетто
;
вые
руды
прослеживаются
по
простиранию
более
чем
на
100
КоМ.
Выходы
:RЛИНТОНСКИХ
руд
прослеживаются
с
некоторыми перерывами
вдоль
всей
Аппалачской
геосинклинали
на
расстояние
около
1000
КОМ.
'
BI{peCT
прости
раНJ!:Я
оолитовые
железqрудные
толщи
выклиниваются
обычно
через
несколы{о
километров
или,
реже,
занимают
полосу
до
15-20
КОМ
(минетто
вые
руды).
Очертание
области
распространения
оолитовых
руд
определя
лось
рельефом,
а
через
него
особенностями
тектонического
режима.
Так,
в
верхнеюрских
породах
Швейцарии
оолитовые
железистые
отложе
нця,
как
и
коралловые
рифы,
приурочены главным
образом
к
зоне
относи-
тельных
поднятий.
Одной
из
важнейших
задач
дальнейшего
изучения
оолитовых
железо
рудных
субформаций
'
должно
быть
выяснение
палеогеографических
и
тектонических
условий
их
формирования.
Вероятно,
в
будущем
среди
рассматриваемых
отложений
будут
выделены
геосинклинальные,
переход
ные
и
платформенные
разновидности.
§ 93.
Марганцовые
субформации
Марганцовые
субформацI1и
обычно
ПРИУI!очены
к
.
песчано-глинистым
и
кремнистым
породам.
С
этими
субформациями
связаны
многие
осадочные
месторождения
марганца.
Такие
марганцовые
отложения
вскрыты
в
Чиа
турском,
Никопольском,
Полуночном
И
других
месторождениях.
Согласно
А.
Г.
Бетехтину,
чиатурская
марганцовая
субформация
располагается
в
основании
неогеновой
толщи,
трансгрессивно
лежащей
на
подстилающих
верхнемеловых
известняках.
Разрез
ее
начинается
или
с
песчаника,
подстилающего
рудоносный
горизонт,
или
непосред
ственно
с
самого
рудоносного
горизонта.
Выше
залегают
кремнистые
глины
и
спонголитовые
песчаники,
покрываемые
трансгрессивно
лежащими
чокракскими
песчаниками.
Обломочный
материал,
присутствующий
в
рудном
слое,
образован
за
счет
размыва
расположенного
к
югу
Дзирульского
гранитного
массива,
представлявшего
в
то
время
сушу.
В
рудном
пласте
по
мере
удаления
от
береговой
линии
происходит
фациальное
замещение
первичных
окисных
руд,
состоящих
из
окислов
четырехвалентного
марганца
(псиломелана
и
пиролюзита),
отложениями
трехвалентного
марганца
(манганитовые
руды),
а
еще
дальше
от
берега
карбонатными
рудами;
затем
исчезают
и карбонатные
руды,
'
несмотря
на
сохранение
общего
характера
разреза
включающих
руды
морских
кремнисто-глинистых
отложений.
В
районе
Никополя
рудоносный
горизонт
местами
залегает
непосред
ственно
на
неровной
поверхности
док
'
ембрийских
кристаллических
пород
или
сильно
каолинизированных
продуктов
их
выветривания.
В
других
участках
он
подстилается
песками
и
глинами.
В
местах
куполообразных
поднятий
докембрийских
пород
рудоносный
горизонт
постепенно
выклини
вается
и
исчезает.
Наоборот,
во
впадинах
мощность
его
достигает
макси
мальной
величины.
ГЛАВНЫЕ
ФОРМАЦИИ
ПЕРЕХОДНЫХ
ОБЛАСТЕй
709
Таким
образом,
на
размещение
марганцовых
субформаций,
так
же
как
оолитовых
железорудных
субформаций,
значительно
влияет
рельеф
области
отложения,
крупные
элементы
которого
обусловились
режимом
тектонических
движений.
Весьма
сходна по своему
характеру
и
третичная
марганцовая
толща
на
восточном
склоне
Северного
Урала,
прослеженная
с
перерывами
на
расстоянии
около
185
КоМ.
В
Полуночном
месторождении
марганцовая
субформация
находится
в
основании
толщи
нижнетретичных
'
отложений,
лежащих
на
размытой
поверхности
палеозойских
эффузивных
пород,
и
покрывается
толщей
серых
кремнистых
глин
мощностью
до
200
оМ.
Здесь,
как
и
в
Чиатурском
месторождении,
наблюдаются
первично
окисные
и
карбонатные
руды,
сменяющие
друг
друга
по
падению
слоев
на
расстоянии
всего
около
300
оМ.
Смена
первично-окисных
руд
карбонат
ными
на
таком
расстоянии
свидетельствует
О
довольно
пологом
рельефе
дна
в
эпоху
образования
марганцовых
субформаций
рассматриваемого
района.
Древние
месторождения
марганцовых
руд
в
осадочных
породах
известны
в
коре
выветривания,
а
также
в
мелководных
морских
толщах.
Лишь
в
четвертичных
отложениях
известны
озерные
марганцовые
песча-
ники.
'
Исследования
А.
Г.
Бетехтина
(1944)
показали,
что
марганцовые
осадочные
руды
тяготеют
к
мелководным
морским
отложениям
и
изменяют
свой
характер
вкрест
простирания
береговой
линии.
Наиболее
мелководные
отложения
представлены
пиролюзит-псило
мелановыми
рудами
конкреционного
строения.
По
мере
удаления
от
берега
все
чаще
встречаются
трехвалентные
окисные
соединения
марганца,
а
на
небольшом
удалении
от
береговой
линии
они
переходят
в
карбонатные
руды
марганца,
которые
в
свою
очередь
зам~аются
карбонатными
или
кремнистыми
породами.
Эта
отчетливо
выраженная
зональность
марган
цовых
руд
используется
при
геологоразведочных
работах.
Примером
может
служить
история
открытия
некоторых
месторожде
ний
марганца
на
Урале,
где
буровыми
скважинами
были
первоначально
встречены
лишь
карбонатные
руды.
На
основании
установленных
А.
Г.
Бетехтиным
закономерностей
изменения
марганцовых
отложений
возникло предположение,
что
ближе
к
береговой
линии
бассейна
могут
'
быть
встречены
более
высококачественные
ОIшсные
руды.
·
Это
предположе
ние
и
подтвердилось
при
бурении.
А.
Авалиани
(1953),
приводя
этот
пример,
подчеркивает
значение
составления
палеогеографических
IШрТ
для поисковых
И
разведочных
работ
на
марганцовые
руды.
Другим
генетическим
типом
являются
марганцовые
руды,
приурочен
ные
к
черным
аргиллитам.
:К
этому
типу
относятся
многие
марганцовые
руды
:Китая
(Hou-Te-fang
and
Jeh-Lien-tsun,
1957).
Они
целиком
образовались
в
восстановительной
среде.
Ширина
зоны
накопления
марганцовых
руд
меняется
в
первую
очередь
из-за
неодинакового
угла
наклона
шельфа.
При
ничтожном
угле
наклона
поперечник
зоны
накопления
марганцовых
руд
увеличивается
от
8
до
10
ком
(Чиатуры;
Бетехтин,
1944).
В
условиях
более
расчлененного
рельефа
ширина
ее
сокращается
до
нескольких
сотен
метров
(палеоген
Северного
Урала;
Бетехтин,
1944; .
девонские
месторождения
Урала;
Херасков,
1951). ,
В
связи
с
НaI{Оплением
в
мелководной
части
трансгрессирующих
морей
марганцовые
руды
иногда
залегают
на
неровной
поверхности
подстилающих
пород,
поэтому
их мощность
часто
значительно
меняется
7Щ
QСАДО
·
ЧНЫЕ
ФОJ>МАЦИИ
на
небольших
расстояниях.
Примером
этого
может
служить
Никополь
ское
месторождение
маРГ
.
анца,
в
котором
наиболее
мощные
залежи
приуро
~eH~
к
долинообразным
пони
жениям
.
Палеогеографическая
обстановка
областей
накопления
марганцовых
руд,
вероятно,
аналогична
районам
образования
осадочных
железных
руд.
Необходим
равнинный
рельеф
области
сноса,
обеспечивающий
отсутствие
выноса
значительных
количеств
обломочного
материала.
Обязателен
также
жаркий,
влажный
или теплый
климат,
благоприятству
ющий
энергичному
химичеСI<ОМУ
выветриванию.
Существенным
элементом
распространяемых
ландшафтов
должны
являться
реки,
концентрирующие
соединения
марганца
с
большой
площади
в
приустьевых
участках
морей.
Однано
многое
остается
еще
неясным.
В
частности,
не
всегда
удается
объяснить
наблюдающееся
полное
отделение
соединений
железа
и
мар
ганца
-
элементов,
очень
близких
по
своей
растворимости.
§ 94.
Нефтематеринские
формации
Выявление
нефтематеринских
формаций
сопряжено
с
большими
трудностями.
Нефть
обладает
значительной
подвижностью
и
может
находиться
совсем
в
других
отложениях
по
сравнению
с
теми,
в
которых
она
образовалась.
Поэтому
нефтеносные
толщи
не
всегда
являются
нефте
материнскими
и
наоборот.
Нефтяные
зале~и
часто
сопровождаются
скоплением
горючего
газа.
Однако
формирование
месторождений
природного
горючего
газа
имеет
некоторы
е
специфические
особенности
по
сравнению
со
скоплениями
нефти
в
связи
с
его
еще
БОЛI~пей
подвижностью.
Поэтому
месторождения
горючего
газа
обычно
наблюдаются
в
периферических
частях
нефтегазо
носных
бассейнов,
в
зонах
выклинивания,
могущих
служить
ловушками
при
миграции
углеводородов.
Возможно,
что
преобладание
месторождений
горючего
газа
в
опре
деленных
районах
связано
с
различием
характера
исходного
органи
че
СI<ОГО
вещества
и условий
его
захоронения.
Высказывались,
например,
предположения,
что
горючий
газ
является
преобладающим
продуктом
разложения
органического
вещества,
захороненного
в
опресненнДIХ
бассейнах.
Понятие
о
«нефт
е
материнских
формациях)}
не
пользуется
популярностью
среди
геологов-нефтяников.
Обычно
говорят
о
н
е
фтематеринских
(и
ли
нефтепроиз
водящих)
породах,
свитах,
толщах,
а
не
о
формациях.
В
свете
новейших
данных
о
происхожд
е
нии
нефти,
позволяющих
значительно
расширить
фациальный
(литоге
н
е
тический)
спектр
пород,
могущих
генерировать
нефть и
газ,
ПОпятие
о
нефтема
теринских
«формацияХ»
стало
расплывчатым.
К
нефтематеринским
«формациям)}
при
шлось
бы
отнести
целый
ряд
различных
формаций,
выделяемых
по
совокупности
фациальпо-тектонических
призпаков
(см.
добавление
р
е
дактора
к
§ 2
и
75),
т.
е.
собственно
формаций
*
по
определ~нию
В.
В.
Б
е
лоусова,
самого
Л.
Б.
Рухина,
В.
Е.
Хаина
и
других
крупных
советских
геологов.
*
т.
е.
геогенераций,
по Н.
Б.
Вассоевичу,
рекомендующему,
вслед
за
Ч.
Лай
элем,
считать
слово
«формация»
термином
свободного
пользования.
В
сущности
на
этот
последний
путь
невольно
становятся
все
те
геологи,
которые,
помимо
струк
тур
но-фациальных
типов
формаций
(в
узком
смысле)
-
геосиiIклинальных
и
пере
ходных
(с
дифференциацией
по
стадиям
геотектонического
цикла),
выделяют
форма
ции
(в
широном
смысле)
по
другому
признану,
например,
по
наличию
того
или
иного
полезного
ископаемого,
которое
может
встретиться
в
разных
геотектонических
обла
стях,
например,
в
межгорных
и
нраевых
прогибах,
на
платформ
е
и
т.
д.
.
Конечно,
при
широком
и
свободном
толковании
слова
«формация»
можно
гово
ри:ть
О
нефте
.
материнских
и
о
других
формациях
(угленосных,
красноцветных
и
т.
д.).
ГЛАВНЫЕ
ФОРМАЦИИ
пЕрЕходных
ОБЛАСТЕЙ
711
'
в
дальнейшем
изложении
слово
«формацию)
применительно
к
нефтематеринским
.отложениям
следует
понимать
широко, как термин
свободного
пользования.
Вопрос
о
нефтематеринских
породах
и
(или)
отложениях
неотделим
от
проблемы
генезиса
нефти.
Основоположник
теории
органического
происхождения
нефти
М.
В.
Ломоносов
связывал
ее
с
ископаемыми
углями:
(<Оная
бурая
и
черная
масля
ная
материя»,
-
писал
гениальный
русский
ученый,
-
«выгоняется
подземным
жа-
ром
из
приуготовляющихся
каменных
углей»
«<О
слоях
земных»,
§ 155). .
Долгое
время
нефтематеринскими
считались
те
или
иные
типы
углей,
горючих
сланцев
или
вообще
осадочных
пород,
богатых
органическим
веществом,
главным
образом
сапропелевым
(Г.
Потонье).
Эволюция
представлений
о
нефтематеринских
породах,
как
это
подчеркнул
недавно
С. Г.
Неручев,
шла
по
линии
снижения
требо
ваний
к
содержанию
в
таких
породах
исходного
органического
вещества.
Уже
Г.
П.
МихаЙЛОВСI\ИЙ,
один
из
п
ервых
геологов,
правильно
нарисовавших
картину
.образования
нефти
(1906
г.),
доказывал,
что
материнскими
породами
для
кавказ
ской
нефти
следует считать
«всю
колоссальной
мощности
свиту
темноокрашенных
сланцеватых
глинистых
пород».
Аналогичных
взглядов
на
принадлежность
именно
этих
и
подобных
им
глинистых
пород
к
нефтематеринским
придерживался
Н.
И.
Анд
русов,
а
позже
А.
Д.
Архангельский,
впервые
в
истории
науки
осуществивший
спе
циальные
исследования
по
проблеме
генезиса
нефти
на
Северном
НаВltазе
(1927).
По
мнению
А.
Д.
Архангельского
нефтематеринскими
могли
быть
глинистые
и
мергельные
отложения,
содержащие
не
менее
2%
органического
углерода и фор
мировавшиеся
в
бассейнах
с
придонным
заражением
вод
сероводородом
(нанример,
'Типа
Черного
моря).
В
дальнейшем
выяснилось,
что
сероводородное
заражение
во
доемов
вовсе
не
является
сколько-нибудь
обязательным
условием
для
гене
зиса
нефти.
Но
времени
выхода
в
свет
книги
И.
М.
Губкина
«Учение
о
нефти»
(1
932),
сыг
равшей
большую
роль
в
распространении
в
нашей
стране
правильных
представлений
.о
процессах
нефтеобразования
,
стало
все
более
крепнуть
убеждение,
что
первона
чально
нефть
образуется
в
дисперсном
виде,
преимущественно
в
глинистых
породах,
а
затем
мигрирует
в
пористо-проницаемые
пласты,
именуемые
коллекторами,
в
ко
торых
и
образует
более
или
менее
крупные
скопления.
И.
М.
Губкин
подчеркивал,
что
«В
диффузно-рассеянном
состоянии
нефть
за
нимает
огромные
пространства
на
земном
ш
аре»
.
Непоср
едственно
дальше
он
писал:
~<Вспкая
теория
ее
происхождения
должна
прежде
всего
удовлетворять
этому
усло
вию»
(1932).
Это
требование
И.
М.
Губкина
перекликается
с
аналогичными
указа
ниями
В.
И.
Вернадского
о
связи
наиБОЛЬШ(fХ
ма<;е
нефти
со
сланцами
и
о
том,
что
нельзя
объяснять
происхождение
нефти,
оставляя
в
стороне
этот
факт.
Дальнейшие
исследования
полностью
подтвердили
справедливость
высказываний
обоих
ученых.
3а
последние
10
лет
советские
и
зарубежные,
главным
образом
американские,
ис
следователи
установили
широкую
распространенность
нефтяных
углеводородов
в
дис
персном
виде
в
различного
типа
осадках
и
породах
и
констатировали
во
многих
СJlУ
чаях
значительное
сходство
между
этими
углеводорQдами
и
углеводородами,из
ко-
'Торых
состоит
нефть,
скопившаяся
в
ловушках.
.
Тем
самым
была
подтверждена
и
доказана
реальность
«диффузно-рассеянной
нефти» И.
М.
Губкина,
или,
как
удобнее
и
правильнее
ее
именовать,
.мuкрон,ефmu.
Образование
нефти
происходит
за
счет
аКRУМУЛЯЦИИ
части
минронефти.
Соот
.
ветственно
с
э:гими
самым
важными
свойствами
матеРИНСRИХ
пород
являются
содер
жание
в
них
МИRронефти
и
их
способность
отдавать
ее
поровым
(гранулярным)
или
'Трещиноватым
и
трещинным
ноллеRторам.
МИRронефть,
правда
в
сильно
варьирующих
относительных
Rоличествах,
встре
чается
в
БОЛЬШ(fнстве
осадочных
пород.
В
связи
с
этим
геологам,
оперировавшим
с
понятием
о
нефтематеРИНСRИХ
формациях,
приходится
считаться
с
тем,
что
это
по
нятие
очень
расширилось
и
стало
в
значительной
мере
условным.
Очень
многие
оса
дочные формации,
образованные
субаRвальными
отложениями,
содержащими
рас
сеянное
оргапичеСRое
вещество,
могут
рассматриваться
иаи
нефтематеРИНСRие:
1)
по
'ТеНЦИIIЛЬНО
материнсние
слои
-
если
они
еще
не
отдавали
свою
рассеянную
нефть
в
RоллеRТОРЫ;
2)
нефтепроизводящие
-
если
они
уже
генерировали
нефть
и
не
по
'Теряли
пона
этой
способности;
3)
бывшие
нефтематеРИНСЮlе
отложения
-
если
они
из-за
сильного
Rатагснеза
(а
тем
более
метаморфизма)
уже
утратили свою
минронефть
. .
Нонечно,
нефтепроизводящие
способности
различных
отложений
очень
сильно
варьируют, и
быть
может
R
нефтематеринсним
формациям
в
ширОRОМ
смысле
слова
следовало
бы
относить
ТОЛЬRО наиболее
производительные
из
них.
БЛИЗRУЮ
точ},у
зрения
ВЫСRазал
Л.
Б.
Рухин
В
первом
издании
этой
RНИГИ:
«Нанопление
органи
чеСRОГО
вещества,
могущего
служить
исходным
материалом
для
нефти
и
газа,
проиt
ходит
в
различных
по
составу
и
генезису
осаднах.
Однано
в
определенных
RомплеR
сах
осадочных
пород
нефть
ВОЗНИRает
значительно
чащ
е,
чем
в
других,
и именно
та
Iше
коиnлеRСЫ
и
следует
называть
нефтематеРИНСRИМИ
формациями*
(стр,
495).
Ред.
ОСАДОЧНЫЕ
ФОРМАЦИИ
Нефтегазообразование
может
происходить,
по-видимому,
в
песчано
глинистых,
карбонатных
и
кремнистых
отложениях
в
случае
богатства
исходных
илов
органогенным
материалом,
наличия
благоприятных
условий
его
захоронения
и
преобразования.
Наиболее
благоприятными
.
для
нефтеобразования
являются,
вероятно,
глинистые
отложения,
откуда
нефть
мигрирует
и
.
накапливается
в
пластах
пористых
пород.
В
качестве
наиболее
вероятных
нефтематеринских
формаций
ниже
рассматриваются
некоторые
отложения
Приуралья,
Предкавказья
и
.
Апшеронского
полуострова.
Н
е
Ф
т
е
м
а т
е
р
и н
с
к и
е
фор
м
а
Ц
и и
При
у
р
а
л
ь
я
.
R
западу
от
"Урала
располагается
обширный
"Уральский
краевой
прогиб
и
прилежащая
часть
Русской
платформы.
Восточная
часть
этой
переходной
области
складчата.
В
Приуралье,
по
А. А.
Трофимуку,
одной
из
наиболее
важных
нефтематеРИНСI<ИХ
формаций
является
туймаЗИБСI<ая
свита
фраНСI<ОГО
воз
раста.
Сложена
эта
свита
глинистыми
породами,
являющимися
аI<I<УМУЛЯ
торами
органогенного
материала,
исходного
для
образования
нефти,
и
слоями
песчаНИI<ОВ.
Песчаники,
преимущественно
кварцевые,
обладая
зна
чительной
эффеI<ТИВНОЙ
пористостью,
являются
хорошими
I<оллеI<торами.
.
Нроме
песчаных
и
глинистых
пород
в
туймаЗИНСI<ОЙ
свите
присут-
ствуют
таюне
извеСТНЯI<И.
Слои
извеСТНЯI<ОВ
хараI<теризуются
замечатель
ным
ПОСТОЯНСТВОМ
И
прослеживаются
на
деСЯТI<И
километров.
ИзвеСТНЯI<И
обычно
серые
или
светло-серые,
более
или
менее
глинистые,
иногда
пере
ходящие
в
мергели.
Среди
известняков
встрвчаются
многочисленные
остапш
морской
фауны.
Формировалась
туймаЗИНСI<ая
свита во
время
трансгрессии
мелкого
моря.
Мощность
ее
в
района!
Туймазов
-
ОI<ОЛО
100
М.
R
востону
она
заметно
уменьшается
и
в
пределах
собственно
"Урала
замещается
мало
мощной
паЧI<ОЙ
обломочных
пород.
В
пределах
краевого
прогиба
и
приле
жащей
части
платформы
туймаЗИНСIШЯ
свита
ШИрОI<О
р
а
спространена
и
с
ней
связаны
наиболее
крупные
нефтяные
месторождения
БаШI<ИРИИ.
Выше
туймаЗИНСI<ОЙ
свиты
залегают
доманиковые
отложения,
мощ
ность
ноторых
колеблется
в
пределах
20-50
М.
Этот
горизонт
сложен
извеСТНЯI<ами,
мергелями,
глинистыми
сланцами,
горючими
сланцами,
реже
песчаНИI<ами
и
прослоями
I<ремнеЙ.
ИзвестнЯI<И
в
домаНИI<ОВОМ
горизонте
распространены
наиболее
ШИрОI<О. ОстаТI<И
донных
организмов
в
них
встречаются
довольно
редко,
часто
наблюдаются
Сl\опления
раl\ОВИНОI<
птеропод.
При
ударе
извест
НЯI<И,
в
особенности
черные,
издают
реЗI<ИЙ
запах
битума
и
в
них
часто
встречаются
ЖИЛI<И,
заполненные
асфальтоподобным
веществом,
или
нефти
в
виде
меЛI<ИХ
пятен
и
плеНОl\.
БИ1УМБое
вещество,
сингене
тичное
породе,
присутствует
и
в
самой
породе.
Второй
ШИрОI<О
распространенной
в
домаНИI<е
Западного
"Урала
поро
дой
являются
мергели.
Они
обычно
черные
или
буровато-черные,
очень
ТОНI<ослоистые.
Сложены
Смесью
очень
ТОНI<озернистого,
глинистого,
органичеСl\ОГО
и
l\арбонатного
вещества.
Подавляющая
часть
органичеСI<ИХ
остап\Ов
принадлежит
птероподам.
Постепенное
обогащение
мергелей
пелитовым
материалом
приводит
к
их
замещению
аргиллитами,
иногда
ТОНI<ОСЛОИСТЫМИ
или
массив-
.
ными.
В
целом
домаНИI<
западного
СI<лона
"Урала
является,
по-видимому,
примером
нефтематеРИНСI<ОЙ
формации.
Однано
почти
полное
отсутствие
:
пористых
.
ПОРОД-l\оллеI<ТОРОВ
сделало
невозможным
значительную
нон-
ГЛАБНЫЕ
~
ФОРМАЦИИ
ПЕРЕХОДНЫХ
ОБЛАСТЕй
71З:
центрацию
нефти
Б
самой
домаНИКОБОЙ
толще
Б
области
ее
ненарушенного
залегания.
Нижнекаменноугольные
отложения
на
Западном
Урале
и
в
Приуралье
'
представлены
турнейскими
известняками
мощностью
до
500
м.
Между
этими
двумя
ярусами
залегает
маломощная
(обычно
менее
5
М)
пачка
алевролитов
с
прослоями
тонкозернистых
песчаников
и
аргиллитоВ.
Эта
свита
обычно
называется
угленосной,
хотя
против
этого
названия
спра
ведливо
возражал
И.
М.
Губкин,
указавший
на
то,
что
здесь
она
является
не
угленосной,
а
нефтеносной.
Повсеместная
нефтеносность
этой
ничтожной
по
мощности
свиты
едва
ли
объясняется
тем,
что
она является
самостоя
тельной
нефтематеринской
формацией.
Весьма
вероятно,
что
ее
современ
ная
нефтеносность
вызвана
тем,
что
нефтематеринскими
являются
подсти-
'
лающие
турнейские
известняки,
к
которым
приурочены
многочисленные
'
нефтепроявления,
а в
Туймазах
-
и
промышленный
нефтяной
горизонт.
В
той
или
иной
степени
нефтематеринской
является
также
тульская
свита
в
Приуралье,
залегающая
между
нефтеносной
(угл
еносной)
пачкой
и
вышележащими
нарбонатными
визейскими
породами.
Сложена
она
гли
нистыми,
сильно
окремненными
известняками
с
прослойками
глин.
Самой
верхней
формацией,
которая
может
рассматриваться
как
нефте
материнская,
являются
артинские
горючие
сланцы. Однако,
как
указы
вает
А. А.
Трофимук,
отсутствие
в
них
и
в
,
смежных
с
ними
породах
коллекторов,
небольшая
мощность
и
ограниченное
распространение
обу
СЛОВJlИвает
малую
связь
с
ними
нефтяных
залежей.
Вышележащие
горизонты
пермских
отложений
Западного
Урала,
по-видимому,
уже
не
содержат
нефтематеринских
формаций
(
за
исключе
нием,
возможно,
казанских
слоев).
Из
приведенного
обзора
главных
нефтематеринских
формаций
палео
зоя
западного
склона
Урала
явствует
верхuедеВОНСI<ИЙ
и
нижнекамен
ноугольный
возраст
главных
эпох
их
отложения.
Верхнесилурийские
кремнистые
битуминозные
свиты
не
содержат
хороших
коллекторов.
Они
отсутствуют
и
в
более
молодой
артинской
свите,
которая
могла
быть
нефтематеринскоЙ.
Эпоха,
наиболее
благоприятная
для
нефтеобразования,
совпадает
на
Среднем
и
Южном
Урале
с
началом
формирования
варисского
Ураль
ского
краевого
прогиба.
По
зднейшие
тектонические
движения
создали
благоприятные
формы
для
концентрации
первичных
промышленных
залежей
нефти
и
последующей
миграции
ее
в
вышележащие
породы
по
трещинам
или
разломам.
Этим
путем
возникли
на
Западном
Урале
вторичные
месторождения
нефти,
к
числу
которых,
как
полагают,
относится
ИшимбаеВСI<ое,
где
нефть
залегает
в
рифовых
массивах,
покрытых
соленосной
кунгурской
формацией.
Как
рифы,
так
и
эти
соленосные
отложения
не
являются
нефтематеринскими
толщами.
Третичные
нефтематеринские
формации
С
е
в
е
р
о
-
В
о
с
т
о
ч
н
о
г о
К
а
в
к
аза.
На
Северном
Кавказе,
так
же
как
и
в
Приуралье,
известен
целы
й
ряд
формаций,
которые
могут
считаться
нефтематеРИНСIШМИ.
Краевой
прогиб,
расположенный
к
северу
от
КаВIшза,
внекоторой
своей
части,
так
же
как
и
в
Приуралье
морфологически
включен
в
гор
ный
хребет,
составляя
его
периферическую
часть.
Заполнен
он
мощной
толщей
меловых
и
третичных
отложений.
В
Чечено-Ингушской
области
и
в
Дагестане
нефтепроявления
связаны
с
третичными
и
мезозойскими
отложениями.
В
основании
третичных
,
714
ОСАДОЧНЫЕ
ФОРМАЦИИ
отложений
залегают
фораминиферовые
слои,
представленные
мерге
лями
или
чередованием
мергелей
с
глинами.
В
них
встречаются
нефте
материнские
битуминозные
мергели
(кумская
свита),
но
отсутствие
коллекторов
препятствует
возникновению
значительных
скоплений
нефти.
На
!\убани,
где в
кумской
свите
имеются
коллекторы,
из
них
добы
вается
промышленная
·
нефть.
Нефтегазоматеринскими
являются
хадумские
слои,
образованные
темными
известковистыми
глинами,
обычно
содержащими
повышенное,
против
кляркового,
содержание
органического
вещества.
В
Ставрополе
в
этих
отложениях
развиты
пески,
с
которыми
связаны
огромные
скопле
ния
газов.
Майкопская
толща
в
северо-восточной
части
!\авказа
так
же
относится
!{
нефтематеринским,
но
промыщленное
значение
ее
очень
мало
из-за
~лабого
развития
в
ней
коллекторов.
Выше
глинистой
майкопской
толщи
залегает
чокракско-спириали
~овая
свита,
представленная
темно-серыми
или
темно-бурыми
глинами
~
пластами
песчаника,
иногда
достигающими
значительной
мощности.
Присутствуют
также
тонкие
прослои
и
конкреции
известняю)в,
мергелей,
анкеритов,
сидеритов.
Общая
мощность
свиты
местами
превосходит
500
и
даже
1000
м;
формировалась
она
в
прибрежно-морских
условиях.
Н
ад
чокракской
толщ
ей
залегает
караганская,
представленная,
как
и
предыдущая,
чередованием
темно-серых
и
коричневых
глин
с
песками
и
песчаниками,
мощность
которых
составляет
около
25%
от
общей
мощ
ности
разреза.
Общая
же
мощность
караганской
свиты
достигает
400
м.
Чокракско-спириалисовая
свита
характеризу
е
тся
обильными
нефте
проявлениями;
к
ней
и
караганской
свите
приурочены
промышленные
скопления
нефти,
долгое
вреЙя
являвшиеся
основным
объектом
добычи.
Вышележащие
мощные,
более
молодые
МИОЦеновые
слои,
предста
вленные
в
основном
глинами
с
тонкими
слоями
мергелей
и,
реже,
глин
и
~TЫX
песчанИI{ОВ.
Песчаные
пласты
появляются
местами
в
верхнем
сар
мате.
Иногда
они
газоносны.
Разрез
завершается
плиоценовыми
отложе
ниями
изменчивой
мощности
и
литологического
состава.
Чокракско-спириа
J
IИсовая
и
караганская
свиты
считаются
большин
ством
геологов
нефтематеринской
формацией.
Наличие
в
ней
.
песчаных
прослоев
обеспечило
концентрацию
в
ловушках
нефти
и
образование
первичных
(в
широком
смысле
слова)
нефтяных
месторождений.
В
самые
последние
годы
на
северо-востоке
!\авказа
-
в
Дагестане
и
Чечено-Ингушетии
-
открыт ряд
богатейших
нефтяных
залежей
в
верхнемеловых
мергельно-известняковых
отложениях,
раньше
не
при
влекавших
к
себе
внимаНlIЯ
геологов
ни
как
нефтематеринские
(они
бедны
органическим
веществом),
ни
как
возможно
нефтеносные
(и
з-за
отсутствия
хороших
поровых
коллекторов).
Нефть
в
известняках
верхнего
мела
свя
зана
с
трещинов
а
тыми
коллекторами,
значение
которых
ранее
недооцени"'
валось.
Существуют
разные
взгляды
на
генезис
нефти
в
карбонатных
породах
верхнего
мела.
Часть
геологов
полагает,
что
нефть
образовалась
в
этой
же
~вите,
другие
склоняются
к
мысли
о
миграции
нефти
снизу
из
нижнего
мела
и
юры,
в
разрезе
которых
установлены
терригенные
нефтематерин
ские
свиты.
Нефтематеринские
формации
Апшеронского
полуострова.
В
основа
нии
разреза
кайнозойских
отложений
на
территории
Апшерона
и
!\абри
стана
залегает
мощная
толща
(более
1000
м)
вехнемеловых
мергелей
с
про
слоями
известняков,
иногда
песчанистых
и
грубо
обломочных.
:ГЛАВНЫЕ
ФОРМАЦИИ
ПЕРЕХОДНЫХ
ОБЛАСТЕЙ
'
715
Залегающие
выше мощные
третичные
отложения
подразделяются
на
'Три
части
расположенной
среди
них
продуктивной
толщей.
Под
продуктивной
толщей
в
разрезе
третичных
,
отложений
залегает
мощная
серия
(более
2000
М)
преимущественно
глинистых
отложений
'
с
,
прослоями
алевритов,
песчаНИI{QВ
и
карбонатных
пород.
Встречаются
,
про
слои
вулканических
туфов,
битуминозных
и
диатомитовых
глин.
В
этой
толще
в
отдельных
горизонтах
присутствуют
в
изобилии
остатки
.морских
организмов
(главным
образом
микрофауны).
В
рассматриваемой
серии
отложений
известны
многочисленные
нефте
проявления,
а
отдельные
ее
горизонты
могут рассматриваться
как
нефте
материнские.
Однако
большинство
наиболее
крупных
промышленных
месторождений
нефти
расположено
не
в
ней,
а в
вышележащей
продуктив
-ной
толще.
Продуктивная
толща
представляет
собой
мощный
(свыше
1000
М)
комплекс
чередующихся
пластов
глин,
алевритов,
пеСI{ОВ,
песчаников,
галечников и
конгломератов,
характеризующихся,
в
ряде
случаев,
линзо
видным
'
залеганием.
Согласно
А.
Г.
Алиеву,
здесь
широко
распространены
глинистые
породы,
на
долю
которых
приходится
от
50
до
60%
общей
,
мощности
всей
толщи.
Песчаные
и
алевритовые
отложения
являются
после
глин
наиболее
распространенным
типом
пород.
Встречаются
они
в
виде
пластов
до
10-
15 М
мощности
и
по
своему
минералогическому
составу
подразделяются
на
полимиктовые
и
олигомиктовые
разновидности.
:К
полимиктовым
отно
-сится
основная
масса
песчано-алевритовых
пород
:Кабристана,
Прику
ринской
низменности,
:Кубанско-Прикаспийской
полосы
и
частично
Апшеронского
полуострова.
:Конгломераты
и
другие
грубообломочные
породы
часто
встречаются
лишь
в
западной
части
области
распростп,анения
продуктивной
толщи
и
ее
аналогов.
Анализ
лито
логических
особенностей
продуктивной
толщи
указы
вает
на
то,
что
она,
в
отличие
от
БО
Jre
е
древних
отложений,
формирова
лас
ь
в
более
разнообразных
фИЗИI{о-географических
условиях.
Слагающие
€e
породы
представляют,
очевидно,
речные
и
дельтовые
фации,
а
также
·
отложения
крупного
водного
бассейна,
вероятно,
сильно
опресненного
и
ограниченного
близко
расположенными
областями
сноса,
с
которых
поступало
большое
количество
обломочного
матери
а
ла.
:К
продуктивной
толще
приурочены
крупнейшие
месторождения.
Большинство
исследователей
(кроме
А.
А.
Али-Заде)
полагает,
что
эти
-скопления
нефти
являются
вторичными
и
проникли
В
продуктивную
толщу
из
более
нижних
горизонтов
третичных
отложений
по
многочисленным
разломам.
Возможно,
что
в
той
ИЛИ
иной
мере
нефтематеринскими
явля
ются
и
нижние
горизонты
самой
продуктивной
толщи
(Ш.
Ф.
Мехтиев).
В
каждом
из
рассмотренных
районов,
очевидно,
присутствует
не
'
сколько
нефтематеринских
формаций,
сосредоточенных,
однако,
в
ниж
ней
части
разреза
-
в
зоне
перехода
от
'
карбонатных
к
песчано-глини
-стым
и
в
нижней
части
песчано
-
глинистых
отложений.
Скопления
нефти
в
более
верхних
горизонтах
разреза
являются,
по-видимому,
в
большин
.стве
случаев
вторичными.
'у
словия
образования
пефтематерипских
формаций.
Необходимым
условием
образования
пефтематеринских
формаций,
так
же
как и
угле
носных,
является
накопление
органического
вещества.
Однако
в
отличие
-от
углеобразования,
при
котором
отложение
орг~нического
вещества
происходит
преимущественно
на
суше,
нефтеобразование
связано
с
нако-
71'6
ОСАДОЧНЫЕ
ФОРМАЦИИ
п
,
лением
органических
веществ
в
мелководных
морях
и
лагунах.
Разли
чается
часто
и
исходный
характер
самого
вещества
-
гумиты
образуются
преимущественно
из
остатков
высших
растений,
разлагающихся
при
ограниченном
доступе
кислорода
воздуха.
Формирование
же
битумов
протекает
за
счет
преобразования
без
доступа
кислорода
веществ
смешан
ного
животного
и
растительного
происхождения,
среди
которых
преобла
дают
остатки
одноклеточных
организмов.
Сохранение
значительного
количества
органического
материала
в
осадке
возможно,
как
правило,
лишь
при
быстром
его
захоронении.
В
этом
случае
в
самом
осадке
создается
восстановительная
среда,
затрудняющая
окисление
соответствующих
компонентов.
Накопление
глинистых
отло
жений
способствует
изоляции
органического
материала
от
среды
отло
жения
.
Дальнейшее
преобразование
органического
вещества
протекает
'
в
присутствии
воды,
глинистых
минералов,
являющихся
активным
ката
лизаторами,
и
повышенной
т
емпературы,
в
область
которой
попадают
при
значительном
погружении
будущие
нефтематеринские
толщи.
Поэтому
при
прочих
равных
условиях
области
значительного
погруж~ния
земной
!iOры
являются
наиболее
благоприятными
для
образования
нефтематерин
ских
формаций.
Области
длительного
опускания
благоприятны
для
нефтеобразования
на
раз
ных
этапах
этого
многогранного
проц
е
сса,
начиная
с
отложения
потенциально
неф
темат
е
ринских
осадков
и
последующих
диаг
е
н
е
тических
их
изменений
на
пути
к
превращ
е
нию
в
потенциально
нефтематеринские
породы.
Дальнейшее
погружение
являлось
важным
фактором
не
только
увеличения
этих
потенциальных
возможностей
пород,
но
(и
это
весьма
существенно)
и
реализации
их,
т.
е.
превращения
пород
n
nеф
mеnроu
а8
0дящuе,
в
породы, реально
генерирующие
нефть
как
таковую.
По
мнению
С.
Г.
Неручева,
отнести
с
достоверностью
какую-либо
толщу
к
нефте
производлщей
можно
толыш
в
тоМА
случае,
е
сли
доказано,
что
процессы
эмиграции
МИКРОНl'фти
из
органического
в
е
щества
материнских
пород
в
этой
толще
д
ейс
твительно
имели
.
м
е
сто
в
достаточно
ш
ироком
масштаб
е
.
Об
этом
можно
судить
по
расп
ростра
нению
нефтепроявлений,
в
том
числе
и
слабых
следов,
оставляемых
нефтью
при
эми
грации
ю\
материнских
пород.
Для
выяплеПlIЯ
таких
следов
с
усп
е
хом
можно
исполь
зовать
люминеСf\еПТlJЫЙ
м
ет
од,
так
как
нефть и
ее
естественные
прои
з
водпые
нафтиды
«
(
б
и
тумы»)
флюоресцируют
под
д
ейс
твием
ультрафиолетовых
лучей.
Кон
центрация
«битумов»
по
трещинам
или
в
порах
свидетельствует
о
явлениях
мигра
ции.
Н.
Б.
Dассоевич и
С.
Г.
Неручев
предложили
сп
е
циальные
методы,
позволяющи
е
устанавливать
в
породах наличие
визуально
не
различимых
аллохтонных
«битумов»
.
М
е
тод
Н.
Б
.
Вассоевича основан на
выявлении
аномально
повыш
енно
го
содержанил
битума по
сравнению
с
обычным
его
содержанием
в
органическом
веществе
пород
дапного
типа,
а
бол
ее
простой
метод
С.
Г.
Неручева
-
аномально
высокого
содержа
ния
битума
в
породах
.
Н.
Б.
Вассоевич
исходит
из
следующей
эмпирически
установл енно
й
закономер
ности
-
в
однотипных
породах
«битум»
(хлороформ
е
нный
экстракт)
составляет
опре
дел
е
нную
долю
органич
е
ского
в
е
щества,
тем
боЛl
,
ШУЮ,
·
чем
меньше
этого
вещ
е
ства
в
породе.
Если
доля
битума,
при
данном
содержании
органического
вещ
е
ства
(обычно
ограничиваются
определением
органического
углерода),
оказывается
заметно
выш
е
нормы,
то
можно
уверенно
предполагать
наличие
в
пробе
дополнительной
порции
«битума»,
уже
аллохтонного,
чуждого
данной
пробе.
Способ
С. Г.
Hep)i'leBa
проще
потому,
что
Он
н
е
тр
е
бует
определения
содержаниЯ'
оргапического
углерода
в
породах.
С. Г.
Неручев
на
особых
графиках
устанавливает
верхний
предел
возможного
содержания
автохтонного
«битума»
в
породах
данного.
типа
.
*
Аномально
высокие
содержания
битума
в
породе
свид
е
тельствуют
о
наличии.
следов
миграции
аллохтонных
битумов,
т.
е.
нефти
и
(или)
ее
производных
**.
*
Н
е
р
у ч
е
в
С.
Г.
о
некоторых
закономерностях
распределения
нефтяных
битумов
в
толщах
осадочных
пород.
ДАН
СССР,
т.
135,
М
5, 1960.
**
В
случае
наличия
прослоя
породы,
очень
богатой
ОРГliническим
веществом,
высоко
е
сод
е
ржание
в
ней
«битумю)
может
быть
истолковано
как
аномалпйное,
т.
е.
как
н
е
фтепроявление.
Во
и
з
бежание
ошибок
в
таких
случаях
надо
прибегать
к
способу,
реком
е
llдqванному
Н.
Б.
Вассоевичем,
т.
е.
проверять,превышает
ли
доля
«битума~
в
орган
ическом
веществе
ее
норму.
СЛАВНЫЕ
ФОРМАЦИИ
ПЕРЕХОДНЫХ
ОБЛАСТЕЙ
. .
На
массовом
.
Гf;Jохимическом
материале
с.
г.
Неручеву
удалось
установить, что
в
нефтепроизводящих
отложениях
вещественные
следы
миграции
нефти
обычно
pa\J-
пространены
широко,
так
как
эмиграция
ее
из
органического
вещества
материнских
пород
происходит,
как
правило,
регионально.
Отложения,
не
производившие
нефти,
при
отсутствии
в
них
вторичных
залежей
нефти
характеризуются
полным
отсутствием
следов
миграции
нефти.
Не
гепериро
вавшие
нефти
вторично-нефтеносные
отложения
вне
залежей
характеризуются
на
.личием
следов
нефти
только на
отдельных
локальных
участках,
где
имела
место
ее
миграция
из
подстилающих
пефтепроизводящих
отложений.
с. г.
Неручев
использовал
то
обстоятельство,
что
аDТОХТОННЫЙ
«битум»
нефте
производивших
отложений
по
сравнению
с
автохтонным
битумом
отложений,
не
от
дававших
свою
микронефть,
отличается
пониженным
содержанием
углерода
и
во
дор
ода
и
повышенным
-
кислорода,
азота
и
серы.
Такое
различие
вполне
понятно
и
вызвано
эмиграцией
из
органич
е
СJ<ОГО
вещества
нефтепроизводящих
пород
наиболее
нейтральной
фракции
битума
(микрон
е
фти).
Данные
по
химической
характеРllстике
микроконцентраций
аллохтонных
битум()в
показывают,
что
эмигрирующая
из
мате
ринских
пород
микронефть
содержит
до
60-80%
углеводородов
и
по
элементарному
.составу
не
отличима
от
обычной
нефти.
Для
нефтепроизводящих
отложений
палео
:
зоя
Волго-Уральской
области
с. г.
Неручеву
удалось
установить,
что
при
реали
зации
ими
своих
нефтепроизводящих
свойств
за
счет
органического
вещеСТIjа
материн
СIШХ
пород
(бедных
органикой)
эмигрировавшая
микронефть
составляла
30-40
про
центов
«битума».
Выполненное
с. г.
Неручевым
изучение
различных
нефтепроизводящих
ком
плексов
показало,
что
процесс
эмиграции
нефти
из
органического
вещества
проте
:кает
в
основном
в
стадию
катагенеза,
после
погружения
отложений
на
глубину
не
.менее
1,5-2
K~t.
Ред.
Изучение
распределения
органического
вещества
в
современных
осадках
разнообразного
генезиса
показало,
что
примесь
органических
соединений
(о
их
содерж~шии
судят
по
количеству
органического
угле
рода-
С
ОРГ
)
в
осадках
увеличивается
по мере
уменьшения
их
зернистости.
Так,
например,
в
глинах
С
орг
В
два
раза
больше, чем
в
алевритах,
и
в
четыре
раза
больше,
чем
в
тонкозернистых
песках.
*
Однако
в
пределах
распространения
осадков
одной
и
той
же
:JeРНИСТОСТИ
возможны
значи
тельные
колебания
содержания
в
них
органических
веществ
[а
в
их
составе
-
«битумов»
и
микронефти].
Шельфовые
отложения
в
целом
более
богаты
органикой
по
сравнению
с
осадками
открытого
океана.
Эти
и
другие
опубликованные
данные
подтверждают
мнение
И.
М.
Губкина
о
том,
что
нефтематеринские
отложения
чаще
всего
возни
кают
в
условиях
мелководных
морей
или
в
полузамкнутых
бассейнах
лагунного
типа.
Эти
отложения
образовывались
на
некотором
расстоянии
JЭ'l'
берега.
Нефтематеринские
формации,
формируясь
преимущественно
в
пере
ходных
областях,
сочетаются
с
характерными
для
этих областей
солено
с
ными,
красноцветными,
молассовыми
и
угленосными
формациями.
В
осо
бенности
интересна
связь
угленосных
и
нефтематеринских
формаций.
Известен
ряд
примеров,
когда
одна
и
та
же
толща
является
одно
временно
и
угленосной
и
нефтеносной
(среднеюрская
толща
Эмбы,
Пен
.сильванские
слои
АппалачеЙ).
Чаще,
однако,
наблюдаются
случаи
страти
tГрафического
перехода
и
замещения
нефтематеРЮIСКИХ
толщ
угленосными
,
(например,
нефтематеринские
визейские
породы
Второго
Баку
замещаются
.в
Подмосковном
бассейне
угленосными
отложениями)
или
переходом
угле
носных
толщ
вниз
по
разрезу
в
толщи,
являющиеся,
по-видимому,
нефте
материнскими
(Аппалачский
и
Иллинойский
бассейны
В
США).
Однако
.
отнюдь
не
каждая
угленосная
фация
сопровождается
нефтематеринскоЙ.
*
По
данным
А.
Б.
Ронова
(1958)
среднее
содержание
СОРГ
в
породах
Русской
платформы
составляет:
для
глин
-
0,67%,
для
песков
-
0,24%,
а
для
карбонатных
,
.пород
-
0,23%.
В
среднем
же
для
всех
пород
(в
целом)
-
0,40%.
Ред.