Термобарическое и геохимическое преобразование органических веществ

18

Термобарическое и геохимическое преобразование органических веществ

Основным фактором преобразования ОВ в нефть и газ считается температура. Сапропелиты менее термостойки, чем гумолиты, а состав продуктов их термодеструкции резко различается (табл. 9).

Таблица. 9. Состав продуктов полукоксования (по [Бухаркина, Дигуров, 1998])

Катагенез телоальгинитов

Использование балхашита в качестве природной модели гидротермального разложения (500^оС; 300 Мпа) керогена полимерлипидного типа [Рокосов, 2000] является лишь повторением работ Н.Д. Зелинского, который назвал смесь его УВ «искусственной нефтью». Субаэральный генезис и окислительные условия формирования отличают балхашит от сапропелитов субаквального происхождения преобладанием трудно разлагаемых веществ [Воронихин, 1953; Клесмент и др., 1985]. Это делает балхашит и другие телоальгиниты крайне «неудобными» гипотетическими объектами нефтеобразования.

Например, термодеструкция сланцев при 190^оС и атмосферном давлении приводит к образованию нескольких процентов УВГ и битуминозных веществ от ОВ [Соколов, 1972]. В осадочных породах температуры выше 350^оС могут возникать только при контакте их с лавовыми массами [Севостьянов, 1999], тогда как заметные запасы нефти отмечены в диапазоне температур 50-200^оС [Аммосов и др., 1987]. Увеличение УВ в битумоиде из ПТ Зап. Туркмении отмечалось при пластовом давлении 200-300 атм. и температуре <70^оС. При 500 атм. и 70-90^оС эти процессы замедлялись и вновь интенсифицировались только при увеличении температуры [Калугина, Глебовская, 1985]. Преобразование ОВ в термобарических полях недр зависит от их состава.

По реакционной способности альгинит уступает витриниту, а степень его преобразованности, при прочих равных условиях, будет выше. Поэтому проведение каких-либо общих границ диагенеза и катагенеза будет не корректно [Аммосов и др., 1987]. В выбросах грязевых вулканов Черного и Средиземного морей доминирует (~56-68% случаев) кероген III высших наземных растений. Кероген I, связанный с водорослевыми липидами, практически отсутствует (0 и ~2%) [Иванов, 1999], что указывает на его полную преобразованность. Деструкция липидов тамбуканских пелоидов начинается при 50^оС, как и ВНЖК галофитных водорослей. Пробоподготовка насыщенных, моноеновых и полиеновых карбоновых кислот континентальных артемий проводилась при 100^оС, а их деструкция - ~210^оС, [Шершов и др., 1988; Федоров, 1988]. Указанный температурный диапазон полностью соответствует термическим условиям существования нефтяных месторождений. Исходя из биохимических свойств липидов, можно предположить, что исходные количества ОВ в нефтематеринских породах мессинского типа могут существенно снижаться даже при температурах до 100^оС. В отложениях балаханского типа, а также в палеоустьевых пространствах НГБ мессинского, в зоне 190-200^оС может присутствовать значительное количество гуминовых ОВ или геополимеров.

Термодеструкция преобразованных органических веществ

Хотя основным источником тепла является глубинный тепловой поток, в изменении ОВ можно выделить два основных этапа - экзотермический и эндотермический. Первый связан с выделением тепла при бактериальном брожении и химических окислительно-восстановительных процессах. При эндотермическом преобразовании изменения ОВ происходят под действием тепла недр и тесно связаны с глубиной погружения осадка или процессами, происходящими в литосфере [Аммосов и др., 1987]. Единственным надежным «термометром», который фиксирует значения (палео)температур, является отражательная способность (Ro) витринита в остатках высших наземных растений. В нефтематеринских породах остатки наземной флоры залегают мелкими линзами, а углеподобный материал в отложениях НГБ образовался вне торфяников [Аммосов и др., 1987], что характерно аридному типу литогенеза (см. [Страхов, 1962]). Собственно обратная зависимость распределения нефтегазоносности от развития терригенно-угленосных толщ и прямая от карбонатных являются не подтверждением магматической гипотезы [Севостьянов, 1999], а отражением смены гумидного осадконакопления на аридный (рис. 38).

Естественно, что ни одно из условий седиментогенеза и диагенеза останков наземной флоры в болотах, которые привели к формированию витринита угольных месторождений (полная водонасыщенность осадка, минимальные горизонтальные перемещения и контакты с сапропелем [Аммосов и др., 1987]), в аридном климате не соблюдается. Исходный материал витринита НГБ в лучшем случае принесен рекой из гумидной зоны, а в худшем - ливневым стоком с аридного водосбора и захоронен в осадках, богатых сапропелитовым ОВ.

Рис. 38. Сланцы и угли в пенсильванских породах штата Канзас (США) (по [Справочник …, 1983])

Однако изучение влияния литотипов вмещающих пород на изменение Ro=+0.2 показало, что измерения сопоставимы с «угольными» в песчаниках (95.2% случаев), аргиллитах (93.1%) и алевролитах (92.5%). Только в 4.8-7.5% случаях от угля к песчанику, алевролиту и аргиллиту отмечается преимущественно завышение Ro=0.3-0.6 [Аммосов и др., 1987]. Витринит угольных месторождений практически не отражает (Ro=+0.08%) динамические воздействия с амплитудой по вертикали до 200 м. Повышение температуры при внедрении в угольный пласт долеритов (1150-1250^oC) мощностью ~150 м сколь- нибудь ощутимо в 250-350 м. Аналогичные исследования в НГБ показали, что повышение палеотемператур в районах интрузий охватывает зоны примерно в 3 раза большие, чем диаметр потока лавы, а нефтяные залежи в областях повышения температур >200^оС отсутствуют [Аммосов и др., 1987]. Т.о. витринит оказывается прекрасным инструментом для измерения палеотемпературных условий недр, а магматические процессы имеют скорее деструктивное значение. Исходя из вышеизложенного и принимая во внимание различные термины и обозначения зон катагенеза [Справочник …, 1983], я буду использовать витринитовую шкалу ИГиРГИ [Аммосов и др., 1987], учитывая невозможность экстраполяции кривых <Ro=0.4-0.5 в область температур <100^oC и R>1.29 - >200^oC. Особо отмечу несопоставимость гипотетической эндотермической генерации УВ и УВГ из сапропелитовых ОВ с фактическими запасами нефти и газа (табл. 10).

Таблица 10. Сравнение гипотетической (по [Троцюк, 1982]) и фактической нефтегазоносности температурных зон (по [Аммосов и др., 1987])

Рис. 39. Зависимость мощности мерзлой толщи суглинистых поверхностных отложений от глубины залегания отражающей границы триас-пермь на Мастахском газоконденсатном месторождении (Вилюйская синеклиза, Якутия) (по [Якупов, 1997])

Тепловой поток над месторождениями углеводородов настолько интенсивен, что приводит к сокращению слоя вечной мерзлоты на сотни метров (рис. 39), а в умеренных областях фиксируется на поверхности (рис. 40).

Рис. 40. Температура на глубине 1.4 м по профилю через нефтегазовое месторождение Black Lake (Луизиана, США) (по [Якупов, 1997])

Несогласия (+20-55^оС) палеотемператур в разновозрастных отложениях НГБ, которые в диапазоне Ro=0.5-1.29 составляют 100% (см. [Аммосов и др., 1987: табл. 16]), обычно объясняют уменьшением теплового потока со временем (рис. 41). Подобные (+12-40^оС) отклонения температур наблюдаются в средней части осадочных чехлов НГБ (рис. 42). Они зафиксированы в баженовской и тюменской свитах, в НГБ Аляски, Техаса, Алжира и других районах.

Рис. 41. Максимальные палеотемпературы и современные термические условия по кровле межсолевого комплекса девонских отложений Припятской впадины (по [Аммосов и др., 1987]): 1, 2 - разломы; 3 - структурные зоны; 4 - (палео)изотермы; 5 - Ra; 6 - нефтяные залежи

Рис. 42. Геотермические аномалии в отложениях баженовской (А), тюменской (Б) свит Западной Сибири и скважинах Алжира (В) (по [Неручев и др., 1985]): 1, 2 - интенсивность генерации газа и нефти; 3-4 - положительные аномалии по фактическим и усредненным значениям; 5 - отрицательные

Расчеты показывают, что при деструкции одноатомных спиртов, альдегидов, кетонов и эфиров карбоновых кислот в УВ выделяется тепло (-1…-60 ккал/моль). Хотя процессы декарбоксилирования одноосновных карбоновых кислот С₃-С₁₈ характеризуются эндотермическим эффектом (+7…+36 ккал/моль), деструкция их углеводородного скелета сопровождается выделением тепла -41…-60 ккал/моль. Кроме этого, разрыв связей С=С, характерных процессам изомеризации ВНЖК, происходит с выделением 32 ккал/моль. Экспериментальными данными показано, что суммарный экзотермический эффект ОВ баженовской свиты составляет 2-22 ккал/кг, что достаточно для повышения температуры пород на 13-20^оС. Аналогичные экзотермические эффекты известны для ТГИ и сапропелитов. Т.о. не только температура, но и внутренняя энергия ОВ, накопленная в процессе фотосинтеза, является важным фактором превращения ОВ в катагенезе [Неручев и др., 1985]. Минеральные вещества, в первую очередь сульфиды металлов, в восстановленной форме также представляют огромный запас потенциальной энергии при их окислении [Шапоренко, 2000].

Участие ОВ в окислении сульфидов - тривиальный факт, причем количество Fe²⁺ в породе, по меньшей мере, до стадии садки галита, определяется количеством ОВ. В щелочной среде, свойственной поровым водам морских и эвапоритовых бассейнов [Страхов, 1962; Волков, 1984], равновесие реакции (13) сдвигается влево, и только при 300^оС и выше сульфиды железа разлагаются с образованием окислов. В кислой среде (14), например, сульфиды железа, при 20^оС окисляются даже ионами меди [Букетов, Угорец, 1975].

(13) MeS + 2OH^- MeO + S^2- +H₂O

(14) MeS + 2H⁺ Me²⁺ + H₂S

(15) FeS₂ + 15/4O₂ + 7/2H₂O Fe(OH)₃ + 2H₂SO₄

Экзотермический процесс окисления сульфидов карбоновыми кислотами в кислой среде может начаться на стадии садки ангидритов и инициироваться, например, ионизирующем излучением U и Sr, накапливающихся соответственно на доломитовой стадии и в начале садки гипсов (см. [Страхов, 1962; Справочник …, 1983]). Радиоактивное излучение приводит также к разложению молекул воды с выделением водорода, который участвует в реакциях гидрогенезации с образованием УВ [Соколов, 1972]. На стадии садки галита существенную роль может играть давление, за счет которого происходит уплотнение осадков и повышается объемная концентрация веществ в реакционной зоне. Необходимо подчеркнуть, что развитие экзотермического процесса возможно преимущественно в глинистых отложениях. Из-за уменьшения концентраций металлов (и ОВ) на порядок в доломитах эти процессы менее выражены и два порядка в ангидритах - маловероятны. Развитие реакций с выделением тепла в песчаных отложениях целиком зависит от состава ОВ, т.к. количество металлов в них сравнимы с глинами. Суглинкам в интервале температур 130-140^оС свойственен интенсивный эндотермический эффект (рис. 43), сопровождающий потерю межслоевой воды гидрослюдой [Стащук и др., 1964]. Дегидратация разбухающих глинистых минералов при атмосферном давлении в среде, близкой к нейтральной, происходит в диапазоне 100-150^оС, а при увеличении давления - при меньших температурах [Сидоренко и др., 1986]. В глинистом сидерите, свойственном эвапоритовым отложениям, экзотермические эффекты отмечаются в диапазоне температур 100-300^оС

Рис. 43. Термические кривые четвертичных суглинков (фракция <0.001 мм) Присивашья [Стащук и др., 1964]

Это приводит к появлению отрицательных геотермических аномалий в близком диапазоне температур (см. рис. 42), особенно выраженных в непродуктивных скважинах (см. [Неручев и др., 1985]). Процесс потери межслоевой воды также сопровождается увеличением пористости и превращения глинистых пород из флюидоупоров в коллектора [Сидоренко и др., 1986]. К разуплотнению аргиллитов, богатых ОВ, приводит также авторазрыв пород в результате повышения объема жидких и газообразных УВ, генерируемых из керогена, и как следствие повышение давления в центрах генерации [Зубков и др., 1986].

Поскольку процесс преобразования ОВ в нефтяной залежи проходит с диспозиционированием и потерей кислорода [Неручев и др., 1985], а пирит является одной из главных форм эвапоритовых осадков, его окисление можно представить обобщенной формулой (15) [Красильников, Шоба, 1997]. Экзотермический эффект этой реакции, за счет выделения кислоты, более чем прозрачен. Последнее позволяет объяснить не только возобновление сульфатредукции, но и увеличение пористости в нефтяных залежах, а также ее уплотнение по контуру, т.к. промежуточными продуктами окисления пирита (как и сульфидов Cu, Pb, Zn), являются сульфаты, растворимость которых падает при рН<6.63-7.50 (см. [Страхов, 1962]). Естественно, что часть кислорода используется на изомеризацию ненасыщенных карбоновых кислот в молекулы керогена. Т.о. наличие тепловых аномалий над нефтяными и особенно газовыми скоплениями объясняется не столько поступлением тепла извне [Севостьянов, 1999], сколько его выделением залежами при созревании нефти и, особенно при преобразовании НУВ в УВГ. Интенсивность экзотермических процессов определяется концентрацией реакционно способных ОВ и сульфидов металлов. При недостатке низкомолекулярных ОВ в телоальгинитах или сульфидов в доломитах процессы преобразования ОВ завершаются на стадии ТГИ. В таком состоянии ТГИ при постоянном термобарическом уровне или его снижении могут сохраняться неопределенно долго.

Рис. 44. Изменение углеводородов в осадках гипергалинного оз. Карачи после экспериментального сжатия (по [Селиванов, 1991]): 1 - исходный образец; 2 - образец, деформированный после экстракции; 3 - карбонатный материал; 4 - гидролизованный образец; 5 - алюмосиликатный материал; а - до воздействия; б - после сжатия

Экспериментальное 3-х часовое сжатие эвапоритового пелоида (эффективная нагрузка 35-200, осевая - 112-250 Мпа, t=21^оС), аналогичное погружению на глубину 150-900 м (р=2.3 г/см³), привело к увеличению доли низкомолекулярных УВ (рис. 44). Общее количество УВ увеличилось с 10 до 60% и появилось 17% ароматических УВ. Созревание стеранов (iso/a) увеличилось с 0.5 до 1.33, а УВ не уступали по степени зрелости нефтяным. При этом в ~1.7 раза увеличилось соотношение H/C и S/C, тогда как O/C осталось неизменным. Интересно, что энергия активации деформированного образца уменьшилась с 55 до 49 ккал/моль[Селиванов, 1991]. Минимум двукратную эффективность преобразования ОВ при сжатии по отношению к геологическим данным, можно объяснить экзотермическим эффектом, а также выделением УВ из карбонатных и Al-Si матриц. Аналогичные процессы отмечены в диапазоне температур 20-70^оС, одновременных статических и импульсных динамических нагрузках и связаны с образованием свободных радикалов H^o, которые не только увеличивают эффективность преобразования ОВ [Царев, Сороко, 1985], но и усиливают экзотермический эффект нефтеобразования [Неручев и др., 1985].

Известно, что зоны интенсивного растяжения сопровождаются пустыми структурами. В зонах же интенсивного горизонтального сжатия находятся не только Южно-Каспийский, но и другие НГБ, в т.ч. Персидский [Севостьянов, 1999]. Связь НГБ с областями быстрых погружений, а последних с проявлением в последующем интенсивного сжатия континентальной коры [Артюшков, Бер, 1984, 1987], с одной стороны приведет к нефтеобразующим эвапоритовым экосистемам, поскольку галогенез развивался лишь в тех депрессиях (прогибах, синеклизах), которые отличаются быстрым прогибанием дна [Страхов, 1962], а с другой - к низкотемпературному преобразованию ОВ в УВ.

Рис. 45. Структура Карабах (по [Karabakh …, 1996])

Естественно, что в НГБ мессинского и балаханского типов и в различных фациях одного и того же НГБ процессы деструкции ОВ будут протекать по-разному. Смена тяжелых нефтей от крупнозернистых пород на окраинах бассейна ПТ (Юж. Каспий) легкими нефтями и газом в фациях с преобладанием глин [Надиров и др., 1974; Севостьянов, 1999] объяснима различным типом липидов в эвапоритовой и континентальной экосистемах, а также интенсивностью их преобразования. Если экстраполировать масштабы деструкции ОВ в легкие УВ и битумы каламитских илов Черного моря (за ~7 тыс. лет) на 3.5 Ma, то можно ожидать, что в верхних свитах ПТ ферментативно может быть преобразовано до стадии легких УВ от 0.9 до 7.0% ОВ и произойти полная битумизация балаханских липидов. Однако высокая вязкость последних и плохая проницаемость пород ПТ не предполагает их интенсивной миграции [Сапунов, 1974]. Если предположить, что процессы биодеструкции насыщенных карбоновых кислот в зонах диагенеза столь же масштабны, как и ВНЖК, то в этом случае сингенетичные месторождения УВ должны быть локализованы в ПТ до 2.0-2.5 км, а их расположение не должно зависеть от разломов. Именно такое расположение свойственно мессинским месторождениям нефти в Италии, а также нефтяным и газовым месторождениям в сарматских отложениях Терского района Северного Кавказа (см. [Жижченко, 1977; Аммосов и др., 1987]).

Результаты разведочного бурения ПТ Южного Каспия показали бесперспективность структуры Карабах [Shcherbakov, 1999], которая находится всего в 15 км северо-восточнее от месторождения Чираг, приуроченного к широтному разлому (рис. 45). Новое газовое месторождение Азербайджана - Шах-Дениз - также находится в зоне меридионального разлома. Еще более очевидна локализация месторождения Нефтяные Камни, открытого по выходам УВ на поверхность, сухопутных и каспийских месторождений Азербайджана (рис. 46) и Туркмении, приуроченных к зонам разломов, нарушений и грязевых вулканов [Буниат-Заде, 1972; Надиров и др., 1974; Калугина, Глебовская, 1985].

Очаги грязевых вулканов Южно-Каспийской впадины расположены в меловых и верхнеюрских отложениях, Черноморской - в майкопских, Средиземноморской - раннемеловых (апт-альб) и миоценовых (будригал-лангий), которые однозначно рассматриваются как газоносные [Якубов, Маггераммова, 1972; Высоцкий, Кучерук, 1973; Иванов, 1999]. Справедливо также обратное утверждение: районы «холодных потоков» (cool seeps) являются прямым свидетельством нефтегазоносности недр [Иванов, 1999].

Рис. 46. Нефтегазовые месторождения горизонта I ПТ Прикуринской области (по [Надиров и др., 1974]): 1 - структуры; 2 - тектонические разрывы; 3 - залежи нефти и газа; 4 - песчаные фации; 5 - алевритовые фации

Температурная аномалия на поверхности ДО в грязевых вулканах Сев. Норвегии и у о. Барбадос составляет 14-18^оС [Иванов, 1999], что близко к разнице температур (20-25^оС) между ненарушенными и нарушенными структурами Зап. Туркмении [Калугина, Глебовская, 1985]. Увеличение температур ПТ, рассчитанных по термоградиенту [Троцюк, 1982], на 14-25^оС позволяет ожидать 50^оС, необходимых для термодеструкции ВНЖК, на глубине от 1.0-1.5 км, что собственно и наблюдается в ПТ Зап. Туркмении (см. [Калугина, Глебовская, 1985]). Согласно эндотермической модели [Троцюк, 1982], образование нефти в ПТ возможно на глубинах более 5 км, что противоречит фактическим данным.

Оценка нефтегазоносности. Многочисленные модели, описывающие генерацию нефти, имеют одну неопределенную величину - исходное количество ОВ в нефтематеринских породах, что приводит к разнообразию авторских коэффициентов [Жижченко, 1977]. Ориентируясь на содержание С_орг.=1% (удельная продуктивность 500 г УВ/м³) и мощность осадочных пород 5 км, из которых 60% принимается генерирующими УВ, И.В. Высоцкий и Ю.И. Корчагина [1996] посчитали возможным использовать только коэффициент миграции нефти в ловушку (20%). При расчетах «потенциальной» нефтепродуктивности мной приняты региональные коэффициенты, а также закономерности, полученные в результате экспериментов [Троцюк, 1982]. За основу прикидочных расчетов я принял прогнозные характеристики структуры Карабах (S=427 км², запасы нефти 115x10⁶ т) [Зонн, 1999] и время накопления ПТ (2 Ma). Предположим, что извлекаемые запасы нефти (~0.27x10⁶ т/км² или ~0.13x10⁶ т/км²/Ma) - это липоиды галофитных организмов, захороненные в пелоидах, аналогичных сивашским (см. табл. 2). В этом случае коэффициент трансформации липоидов в извлекаемые запасы нефти составляет ~0.012%.

Таблица 11. Оценка генерации нефти (0.25x10⁶ т/км²) из осадков различного генезиса

Примечания: * - при p=2 г/см³; R - расход на стадии диагенеза (10-20%); К_рн - генерация (12%) и К_эм - эмиграция микронефти (20-30% в ПТ) [Троцюк, 1982]; К_изв. - извлекаемые запасы (1/3 - 1/4)

Расчеты по пелоидам карбонатной стадии осадконакопления (табл. 11) показывают, что достаточно 14-46 м ДО (max 0.075 Ma), достигших нефтяного окна. Эти величины позволяют объяснить нефтегазоносность, например, баженовской свиты (Зап. Сибирь). Ее мощность обычно не превышает 50, а местами снижается до 10 м. Данные лабораторного моделирования [Селиванов, 1991] показывают, что для водорослевых и бактериальных липоидов эвапоритовых отложений балаханского типа К_рн может быть принят минимум в 77%. Учитывая, что даже глины из внешних краев мощностью 20-30 м полностью разгружают УВ [Газо-генетические … , 1984], К_эм может быть увеличен до 80-100%. Считается, что на стадии диагенеза окислению (R) может подвергаться 60-80% ОВ [Троцюк, 1982], а К_изв достигает 60%. Однако, если последняя величина касается южно-каспийского месторождения Нефтяные Камни, то развитие окислительных процессов несвойственно осадкам эвапоритовых озер и лагун даже на начальных стадиях формирования. Известно, что при увеличении С_орг. c 0.5 до 3% корреляция между ОВ и серой уменьшается с 0.55 до 0.41, а при С_орг. 5-20% r=-0.05 [Волков, 1984], что указывает на их мизерный расход в результате первичной сульфатредукции концентрированных ОВ. Резюмируя изложенное, можно предположить, что полученные оценки отражают скорее минимальную величину и позволяют принять для расчетов концентрацию липидов на порядок меньше. Однако, даже в этом случае можно ожидать, что эвапоритовые экосистемы сформируют нефтепроизводящие отложения за max 0.1 Ma, т.е. по геологическим масштабам мгновенно.

За пределами зон разломов ПТ Южно-Каспийского НГБ не смогла реализовать свой потенциал, что объясняет отсутствие нефти на лицензионной площади Карабах и бесперспективность месторождений Дан-Узлу и Ашрафи. В отличие от геологов [Ермаков и др., 1996], я могу дать совершенно определенное отрицательное заключение по нефтегазоносности нетрадиционных ловушек кинельского палеорусла Волги, сформировавшихся в период отложения т.н. «рыбных слоев» или в холодном полносоленом Акчагыльском море (см. [Богачев, 1955; Jones, Simmons, 1996]). В том случае, если лицензионные участки от Аташган на севере до Ленкорань-Талыш на юге не приурочены к зонам обширных разломов, наличие в них прогнозируемых запасов нефти проблематично. Не будет большим преувеличением заключение о том, что все основные каспийские месторождения нефти Азербайджана и Туркмении приурочены к Апшеронскому порогу. В будущем на акватории Южного Каспия маловероятно открытие месторождений, сравнимых по извлекаемым запасам с Нефтяными Камнями (около 160 млн. т) и невероятно существование структур, аналогичных Тенгизу. При этом западный сектор Южного Каспия, куда поступало меньше континентальных вод (см. рис. 2, 3), более перспективен, чем восточный. Это заключение принципиально не отличается от оценок перспективной нефте--, газоносности акватории Южного Каспия на основании сейсмических данных [Али-Заде и др., 1974].

Сравнение плиоценовой дельты Амударьи (Узбойской по Г.В. Воропаеву[1998]) с Ефратской оригинально, но предположение об их близкой нефтегазоносности не обосновано. Во-первых, потому что генерация нефти из осадков дельтовой формации, например, Донецкой впадины в 10 раз, а газа - в 2 раза ниже, чем эвапоритовой терригенно-карбонатной [Витенко и др., 1985]. Во-вторых, основные карбонатно-терригенные продуктивные толщи Персидского НГБ формировались с рифея по миоцен [Высоцкий, Кучерук, 1973; Севостьянов, 1999], т.е. на ~1000 - n100 Ma раньше ПТ, в условиях обширных лагунных бассейнов, существовавших десятки миллионов лет. Наконец, мощность осадков в Южном Каспии достигает 20 км, тогда как в Персидском редко превышает 10 км, а ~70% разведанных запасов сосредоточены на глубине до 2.5 км [Бакиров, 1972]. «Разбавление» пелоидов, отлагавшихся в гипергалинном озере ПТ, ~4-6.5 (8) км терригенных отложений, приближает их перспективную нефтегазоносность к ангидритным толщам палеобассейнов мессинского типа. ПТ Южно-Каспийского НГБ может содержать под км² в 10⁵-10³ раз меньше УВ, чем Персидского. В Каспийской области эвапоритовые отложения лагунного типа известны до сармата (N₁sr) [Rogl, Steininger, 1983; Витенко и др., 1985; Jones, Simmons, 1996], а к НГБ мессинского типа относятся мезозойские, палеозойские и средне-миоценовые месторождения Прикаспия и Кавказа. На термокаталитические преобразования УВ в УВГ в древних отложениях Южно-Каспийской области указывает интенсивный грязевой вулканизм. В составе их выбросов по объему преобладает CH₄ - до 95.4% или СО₂ - 1.9-97.1%, а тяжелые УВГ (преимущественно C₂H₆ и C₃H₈) составляют всего 0.19-0.94%. Зональность распределения залежей по фазовому состоянию в НГБ с осадочными породами более 10 км показывает, что на глубинах более 4-5 км встречены преимущественно газовые и газово-конденсатные месторождения и совсем редко - нефтяные. На больших глубинах (более 6-6.6 км) чаще встречаются чисто газовые залежи [Севостьянов, 1999]. Т.е. в Южно-Каспийском НГБ на глубине >5 км могут быть открыты преимущественно газово-конденсатные (газовые) месторождения. Открытие газового месторождения Шах-Дениз также подтверждает общую закономерность.

ДО континентального и морского типов могут рассматриваться лишь в качестве дополнительного источника ОВ для нефтеобразования (см. табл. 11). Аналогичные результаты по средним значениям ОВ получены по Мировому океану и Черному морю [Троцюк, 1982; Нефтегазо-генетические…, 1984]. Особо подчеркну, что мной использовались максимальные значения концентраций липидов в морских ДО и коэффициентов их преобразования, а обеспеченность оценки нефтегазоносности краевых морей <4%. Так, 2-2.5 км осадочных отложений Охотского моря, находящихся в нефтяном окне [Троцюк, 1982, рис. 63], едва хватает (Р=0.03) для обоснования первичного накопления ОВ в «идеальных» условиях, близких заливам Японского моря. НГБ не отличаются большими мощностями нефтепроизводящих и подстилающих пород [Высоцкий, Кучерук, 1973], а морские отложения не содержат фантастических объемов ОВ (обычно <1.6 С_орг., n~15x10³; Q-J₂ [Троцюк, 1982]). Т.о. потенциальным источником УВ в нефтегазоносных бассейнах может быть эвапоритовая экосистема. При прочих равных условиях мессинские эвапоритовые нефтегазообразующие палеоэкосистемы способны генерировать, по меньшей мере, на порядок больше УВ, чем нефтепроизводящие породы бессточных бассейнов.