Вследствие небольшого объема глубокого бурения в море основные данные по нефтегазоматеринским породам получены по прибрежной суше Наиболее информативной была серия работ по проблеме нефтегазоматеринских пород региона, опубликованная специалистами МГУ О.К. Баженовой, Н.П. Фадеевой и др. Ими для выделения нефтематеринских пород были изучены мезозойские и кайнозойские отложения по Западному Кавказу, Западному Предкавказью, Керченскому и Таманскому полуостровам, Абхазии и участкам акваторий, включающих Феодосийский залив, прогиб Сорокина, Туапсинский прогиб.

 

Стратиграфический диапазон пород, которые, по мнению исследователей, являются в регионе возможно нефтегазоматеринскими, довольно широк – от юры до плиоцена.

Аналитические исследования включали определения содержания органического углерода, битумоидов, газо-жидкостную хроматографию, пиролиз Rock-Eval, хромато-масс-спектрометрию. Этот комплекс методов дает возможность оценить нефтегазоносный потенциал породы, зависящий от количества в ней органического вещества (ОВ), потенциал ОВ, зависящий от типа керогена, степень катагенетической трансформации ОВ. Для определения типа керогена и его положения относительно зон нефтегазообразования использовалась модифицированная для пиролиза диаграмма Ван-Кревелена – график зависимости Тмах-HI. Тмах – температура пиролиза, замеренная в максимуме выхода УВ пика S2. Величина этого пика соответствует количеству УВ, которое ОВ может дополнительно генерировать при достижении породами оптимальной степени преобразования, в отличие от пика S1, показывающего наличие в породе УВ при имеющейся степени преобразованности ОВ. Суммарное значение этих пиков (S1+S2) называется генерационным потенциалом породы. У нижней границы зоны созревания УВ нефтяного ряда (Тмах пиролиза – до 430 оС, градации катагенеза не выше ПК3) значения водородного индекса (HI = S2*100 %/Cорг) выше 750 мг УВ на 1 г Сорг. соответствуют керогену типа I, который обладает самым высоким нефтематеринским потенциалом. Значения водородного индекса от 300 мг УВ на 1 г Сорг. до 750 мг УВ на 1 г Сорг. соответствуют керогену типа II, который является наиболее типичным нефтематеринским ОВ. Значения водородного индекса в диапазоне от 200 до 300 мг УВ на 1 г Сорг характерны для керогена типа III.

    Диапазоны значений Тмах = 430 оС – 460 оС и градации катагенеза МК1 – МК3 отвечают главной зоне нефтеобразования (ГЗН) или «нефтяному окну», выше 460 оС и градации катагенеза МК4, МК5 – АК – зоне конденсатообразования и главной зоне газообразования (ГЗГ).