Генерационный потенциал майкопской толщи неоднозначен. На прилегающей суше значения ТОС составляют 0,2%-3,8%. Для осевой части Индоло-Кубанского прогиба среднее содержание Сорг. составляет в верхнемайкопских глинах 1,25 %, в среднем майкопе – 1 %, достигая, соответственно 3,64 % и 2,22 %. Как считает Т.Б. Микерина, верхняя граница главной фазы нефтегазообразования приурочена к кровле майкопских отложений, залегающих здесь на глубинах до 4 км.

 

Повышенным НМ потенциалом (Сорг> 2 %, (S1+S2) >6 кг УВ на 1 т породы) обладают породы нижнего майкопа (хадумская свита). Водородный индекс в нижнем майкопе достигает 600 мг УВ/г ТОС. Термическая зрелость органического вещества невысокая (Tmax до 4340 С). Кероген пород относится к типам II?III. Надостракодовые слои нижней части среднего майкопа также обладают высокими нефтегенерационными свойствами.

Считается, что кроме типа керогена и его количества в породе, важное значение имеет мощность породы. Но, как известно на примере баженовской свиты Западной Сибири, толщи, обладающие очень высоким генерационным потенциалом, но маленькой мощности, могут продуцировать объемы нефти, достаточные для формирования крупных месторождений. Можно предположить, что в мощных глинах майкопской толщи только несколько слоев продуцируют основной объем углеводородов.

Удалось также получить данные по генерационному потенциалу впадины Черного моря. В.Н. Блиновой, Е.В. Козловой, А.Н. Стадницкой проанализированы образцы грязевулканической брекчии, полученные в рейсах, проводившихся по программе «Плавучий университет» под научным руководством профессора МГУ М.К. Иванова. Грязевулканическая брекчия представлена, преимущественно, плотными глинами среднего майкопа с редкими обломками песчаников. Содержание Сорг в глинах изменяется от 0,6 до 9,3%. Значения генерационного потенциала (S1+S2) от 0,7 до 17,9 кг УВ/т породы. Невысокие значения водородного индекса (HI=S2/Copг), достигающие 360 мг УВ/г Сорг., характеризуют 0В, соответствующее керогену II и III типов. Максимальная температура пиролиза (Тмах), являющаяся показателем уровня катагенетической преобразованности, от 380 до 440°С. Это говорит о том, что только часть изученных образцов пород достигли главной зоны нефтеобразования (ГЗН).

Приведенная характеристика ОВ глубоководной впадины позволяет сделать вывод о том, что, кероген изученных образцов относится к II и III типам. Генерационный потенциал нефтематеринских пород изменяется в очень широких пределах от низкого (0,3 кг УВ/т пород) до очень высокого (17,9 кг УВ/т пород) и находится на начальной стадии реализации (Тmах=415-430°С). Вместе с тем необходимо подчеркнуть, что параметры (ТОС, S1 + S2, НI) указывают на генерационный потенциал этих глин, сопоставимый с лучшими показателями нижнемайкопских глин суши. При этом следует учитывать, что наиболее продуктивные нижнемайкопские отложения остались в глубоководной впадине еще неизученными.

В результате моделирования катагенеза ОВ в породе выяснилось, что отложения выше майкопских являются незрелыми и могут продуцировать лишь небольшое количество газа.  

Кроме моделирования с помощью специализированного пакета программ, некоторые предварительные выводы можно сделать о катагенетических преобразованиях пород в глубоководной впадине Черного моря, путем обобщения и анализа данных единичных скважин глубокого бурения во впадине и данных по катагенезу одновозрастных отложений на суше. Пробуренные в глубоководье Черного моря в 1975 г. БС «Гломар Челленджер» скважины 379, 380, 381 рейса 42В DSDP имеют забои на глубинах 624 м, 1074м и 503 м. Скважина 379 не вышла из четвертичных отложений, скважины 380 и 381 вскрыли миоценовые отложения. По данным Кендрика средние значения отражательной способности витринита, определенные в этих скважинах, находятся в диапазоне 0.25%-0.35%, температура в отложениях до 460 С. В 1999 г. на континентальном склоне Турции в 80 км к северу от Стамбула при глубине дна моря около 0.9 км пробурены скважины Лиманкой 1 и Лиманкой 2. Забои этих скважин находятся на глубинах 2756 м и 3326 м и вскрыли нижнемиоценовые отложения, которые имеют низкий генерационный потенциал на 3,3 км. Итак, по данным бурения степень преобразования органического вещества в верхних 3 км разреза слабая. Следовательно, можно сделать вывод, что в глубоководной впадине Черного моря верхняя граница ГФН соответствует уровню разреза с довольно высокими температурами (вероятно, не менее 900).