Схема предполагаемого нефтегазообразования в верхнеэоценовых породах Восточно-Черноморской впадины, основанная на моделировании температуры в верхней части этих пород была опубликована в 1996 г. А. Робинсоном и др. На схеме фрагментарно нанесены две линии, обозначающие современные верхние границы нефте- и газообразования в породах верхнего эоцена. Из этой схемы следует, что в Восточно-Черноморской впадине интервал глубин нефтеобразования в этих породах определен с 5,65 до 6,72 км, а газ образуется глубже 7,62 км. Указанные глубины включают слой воды, который имеет толщину до 2,25 км.

По моему мнению, карты катагенеза отложений глубоководной впадины Черного моря должны составляются со снятым слоем воды, который не имеет значения для геотермического градиента. Кроме того, вызывает сомнение узкий диапазон глубин нефтеобразования. Как известно, в кайнозойских бассейнах с высокими скоростями осадконакопления, интервал генерации нефти имеет широкие рамки.

 

Для новой приблизительной оценки катагенетической преобразованности потенциально нефтегазоматеринских пород в глубоководной впадине Черного моря были использованы опубликованные данные по прилегающей суше, преимущественно, для Индоло-Кубанского и Керченско-Таманского прогибов, аналогичных по своей структуре и доплиоценовой истории развития кайнозойским прогибам Черного моря (Таблица 5.2).

Таблица 5.2

Стадии и градации катагенеза	Интервал глубин, км
	По Неручеву С.Г. и др., /Справочник…,1998/	По Баженовой О.К.и др., 2002 г.	По Петриченко Ю. А., 2000 г.	По Микериной Т.Б. 1988; Микериной Т.Б., Пинчук Т.Н., 2001
ПК			До 3,0	До 3,1
МК1	до 5 ,0	от 2,6 -4,3	от 3,0	от 3,1
МК2	5,0-5,5		До 6,0	до 5,5
МК3-4	5,5 – 7,5
АК1-2	7,5-9,5

    По аналогии с Индоло-Кубанским и Керченско-Таманским прогибами в Черном море выделены под дном моря следующие катагенетические зоны: ПК - до 3.0 км (Т0 ≤ 900 ; R0 до 0,5); МК1-2 – до 6.0 км (Т0 до 1600; R0 до 0,85); МК3 -6,0 км – 8,0 км (Т0 до 1900; R0 = 0,85 – 1,15); МК4-5 - 8,0 км – 9,0 км (Т0 до 2200; R0= 1,15-2,00) АК1-2  -9,0 км – 10,0 км (Т0 до 2500; R0= 2,00-3,5). В Восточно-Черноморской впадине и в Туапсинском прогибе верхнеэоценовые и нижнемайкопские отложения находятся, в основном, в зонах МК1 – МК3, т.е. способны продуцировать нефть (рис.5.2).

    Была составлена карта градаций катагенеза со снятым квартером, показывающая, что отложения верхнего эоцена-нижнего олигоцена являлись активными генерирующими толщами и в плиоценовое время.

Рис. 5.2. Схема градаций катагенеза верхнеэоценовых - нижнемайкопских отложений восточной части глубоководной впадины Черного моря (с использованием данных О.К. Баженовой, Н.П.Фадеевой, А.Н. Никишина и др., 2006 г.).

    В квартере достигли зону МК1 верхнемайкопские отложения . В миоценовых отложениях генерация нефти еще в зачаточном состоянии. 

Рис. 5.3 Схема градаций катагенеза верхнеэоценовых - нижнемайкопских отложений со снятым квартером восточной части глубоководной впадины Черного моря (с использованием данных О.К. Баженовой, Н.П.Фадеевой, А.Н. Никишина и др., 2006 г.)

 

Итак, построенные схемы градаций катагенеза позволяют сделать вывод, что основными нефтегазоматеринскими породами в глубоководной впадине Черного моря являются верхнеэоценовые-нижнемайкопские глины. Сделано

 

Рис. 5.4. Схема градаций катагенеза верхнемайкопских отложений восточной части глубоководной впадины Черного моря (с использованием данных О.К. Баженовой, Н.П.Фадеевой, А.Н. Никишина и др., 2006 г.)

 

заключение, что мезозойские породы не могут существенно повлиять на формирование современных зон возможного нефтенакопления.

Выполненная оценка катагенетической преобразованности потенциально нефтегазоматеринских пород в глубоководной впадине Черного моря является основой для дальнейшего изучения генерационных возможностей отложений тектонической впадины Черного моря на базе новых термических и геохимических данных и моделирования. Несомненно, что растущий интерес к нефтегазоносности Черного моря будет способствовать более углубленному изучению этой проблемы.