Gds_2 Anno 2011 - Ordine Regionale dei Geologi di Sicilia

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L’interpretazione proposta di questo particolare andamento, prevede l’attribuzione dei due corpi resistivi alla Formazione delle Calcareniti di Marsala, che costituirebbero i fianchi di una piega anticlinalica, il nucleo della suddetta piega viene attribuito al corpo conduttivo che a sua volta è stato ricondotto al livello marnoso-argilloso della formazione Marnoso- Arenacea. Tale interpretazione scaturisce dalla considerazione che i rapporti di resistività esistenti tra le litologie citate presentano un’inversione proseguendo dalla zona costiera verso l’entroterra. Tale fenomeno va ascritto alla presenza di salamoie interstiziali all’interno delle calcareniti in corrispondenza della manifestazione del cuneo d’ingressione marina e di una conseguente minore resistività di questo litotipo rispetto alle marne-argil- Fig. 8. Modello TDEM 3D del bacino di Petrosino, ricavato per interpolazione dei modelli 1D relativi a ciascun sondaggio TDEM: sezioni orizzontali estratte dalla matrice 3D della resistività. gdiS 2 • 2011 maggio-agosto lose. La contaminazione da sali decresce al crescere della distanza dalla costa, pertanto, a distanze compatibili con il sistema plicativo predetto, la resistività delle calcareniti risulta maggiore rispetto a quella delle litologie appartenenti alla formazione Marnoso-Arenacea, caratterizzate da un’elevata componente argillosa. L’asse della presunta piega presenta una direzione NO-SE, parallela agli assi delle pieghe riconosciute in affioramento nella porzione più orientale dell’area e descritti in letteratura nella Carta Geologica dell’area compresa tra Marsala e Mazara del Vallo (D’Angelo e Vernuccio, 1992). Un’ulteriore conferma della presenza della piega si ricava osservando la sezione verticale F-F’ ottenuta ottenuta tagliando il modello 3D di resistività elettrica ortogonalmente all’asse della piega (Fig. 9). 23
Fig. 9. Modello TDEM 3D del bacino di Petrosino, ricavato per interpolazione dei modelli 1D relativi a ciascun sondaggio TDEM: sezioni verticali estratte dalla matrice 3D della resistività, lungo le direzioni mostrate in fig. 4. 6.2. Sezioni verticali di resistività elettrica La disposizione dei TDEM è stata scelta secondo alcune direzioni preferenziali per ottenere alcune sezioni 2D di maggiore dettaglio lungo quelle che in accordo con i dati geochimici apparivano le principali direzioni di intrusione marina. In fig. 4 viene mostrata l’ubicazione cartografica e l’orientazione di tali sezioni e le relazioni spaziali esistenti tra queste e le sezioni ottenute tramite altri metodi geofisici, coincidenti con le sezioni TDEM in alcuni tratti. Sono state così prodotte 6 sezioni verticali, mostrate in fig. 9. Le sezioni A-A’, B-B’ e C-C’, grossomodo perpendicolari alla linea di costa, evidenziano una forte diminuzione di resistività in vicinanza della costa e danno informazioni utili per dedurre la forma e l’estensione dell’intrusione. Altre sezioni di dettaglio (D-D’, E-E’ e F-F’) sono state ricavate lungo direzioni grossomodo parallele alla costa al fine di ottenere informazioni sulla forma del bacino idrografico e sulla variazione di resistività presentata dalle formazioni geologiche interessate. Inoltre in un paragrafo successivo sarà fatto un confronto tra la sezione B-B’ e una sezione ERT sovrapposta ad essa. 24 6.3. Stima della porosità della calcarenite tramite correlazione tra dati geochimici e geofisici La distribuzione spaziale della resistività elettrica del mezzo, ricavata dai dati TDEM, è stata confrontata con i valori di resistività dell’acqua ricavati dai dati geochimici disponibili, per ottenere, attraverso la legge di Archie, il coefficiente di porosità dei litotipi presenti espresso in percentuale. Le rocce che compongono la crosta terrestre sono per la maggior parte costituite da minerali semiconduttori o isolanti, per cui la corrente elettrica circolante nelle rocce saturate in fluidi è generata dal flusso di ioni in soluzione nei fluidi presenti nei pori. Il rapporto tra la conducibilità dei pori e quella del mezzo, in rocce totalmente sature è noto come fattore di formazione, F (Archie, 1942). σ w ρ F = = (1) σ ρw in cui: σw, ρw = conducibilità e resistività dei fluidi nei pori σ, ρ = conducibilità e resistività in rocce completamente sature 2 • 2011 maggio-agosto gdiS
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