Учение о нефтегазоносности бассейнов рассматривает их как геологические осадочные тела, при формировании которых происходила генерация УВ, их миграция и аккумуляция, а также обеспечивалось длительное сохранение скоплений УВ. Доказано, что генерация жидких УВ происходила за счет превращения РОВ пород в процессе формирования бассейна при пластовых температурах 60–200 °С с некоторыми колебаниями последних из-за различия генетических типов РОВ, интенсивности накопления пород (прогибания).

Б.Ф. Дьяков считает, что большая часть НГБ не содержит сингенетичную породам нефть и газ и является лишь местом накопления УВ. К таким он относит большую группу бассейнов, расположенных на стыке платформ и горноскладчатых сооружений (пограничных НГБ), где в представлении Б.Ф. Дьякова нефть генерировалась только в прилегающих геосинклиналях и мигрировала в предгорные (краевые) прогибы.

Утверждения Б.Ф. Дьякова не новы. А.Л. Козлов, А.Я. Креме ранее, а ныне А.А. Мохнач и В.В. Панов считают, что образование месторождений нефти на платформенных бортах пограничных бассейнов обязано миграции нефти из геосинклиналей, однако убедительных доводов в защиту своих взглядов они не привели и их представления не получили признания.

К НГБ-ловушкам Б.Ф. Дьяков относит не только пограничные, но и некоторые бассейны синеклиз эпиплатформенных орогенов, некоторых межгорных впадин, Ливийской синеклизы, а также периконтинентальных впадин. Кроме того, автор выделяет НГБ автономные в нефтегазообразовании, но по разным признакам различные по перспективам и ресурсам нефти и газа.

Что касается других НГБ, в различной степени удаленных от геосинклинальных областей, т. е. платформенных, объяснение их нефтегазоносности близостью геосинклинали требует допущения иногда весьма дальней латеральной миграции УВ, к чему и прибегает Б.Ф. Дьяков. Вместе с тем НГБ платформ и краевых частей имеют мощности отложений (и геотермические градиенты), необходимые для генерации УВ в них.

Для иллюстрации своих взглядов Б.Ф. Дьяков приводит примеры, в частности нефтегазоносность платформенного склона Западно-Канадского НГБ он связывает с миграцией нефти из западнее расположенной Кордильеры.

Детальный анализ условий образования нефти в Западно-Канадском НГБ, основанный на многочисленных геохимических и геотермических исследованиях разреза пород, был выполнен Дж. Деру, Т.Дж. Пауэллом, Б. Тиссо и др. (Генезис и миграция нефти в Западно-Канадском осадочном бассейне, провинция Альберта. М., Недра, 1980). Авторы реконструируют глубины погружения продуктивных меловых и девонских отложений и показывают, что они находились в зоне генерации жидких УВ, в интервале температур 68–166 °С, что обеспечило 88 % всех запасов нефти в бассейне. Несколько ранее (1971 г.) Ф.Л. Эванс и К.Р. Стаплин выделили стадии зрелости керогена РОВ девонских и меловых отложений и сделали заключение, что в наиболее погруженной части эти отложения прошли стадии генерации жидких УВ. Что касается огромных скоплений в бассейне битумов, то основные их запасы, как установлено в последнее время, заключены в зоне несогласного контакта меловых и девонских отложений, где в формировании изначальной для битумов нефти принимали участие как меловые, так и девонские нефтепроизводящие отложения. Известно также (В.М. Гассоу, 1955 г.), что скопление битума Атабаски когда-то представляло собой огромную залежь нефти с газовой шапкой.

К сожалению, В.А. Кудрявцев, на авторитет которого ссылается Б.Ф. Дьяков в решении вопроса о нефтегазоносности Западно-Канадского бассейна, не располагал рассмотренными выше исследованиями канадских и французских ученых.

Что касается продолжительности реализации потенциала нефтепроизводящих пород, которая оценивается Б.Ф. Дьяковым почему-то в 300–350 млн. лет, то оно не могло превысить 70 млн., так как генерация УВ в девонских и меловых породах происходила только в течение среднего и позднего мела, после чего бассейн испытал подъем.

Против генерации УВ только в геосинклинальных формациях с последующей миграцией в краевой склон платформы пограничного бассейна говорит несоответствие в ряде случаев возраста нефтегазоносных образований и геосинклинальных отложений. Так, известно, что в НГБ Ориноко основные запасы нефти сосредоточены в олигоцене (майкопоподобная свита офисина), слагающем платформенный борт НГБ. Олигоцен отсутствует в Карибских Андах, которые возникли как ороген в конце среднего эоцена и залегают непосредственно на докембрийских кристаллических породах платформы. Мощность этой свиты достигает 3 км. Она содержит около 100 пластов-коллекторов и является классической нефтепроизводящей толщей. Несомненна сингенетичность известных в свите офисина крупных скоплений нефти. Нефтегазоносные миоценовые отложения бассейна также являются нефтепроизводящими.

В списке НГБ, предложенном Б.Ф. Дьяковым, фигурирует Предкарпатский краевой прогиб. Следует вспомнить, что в плоештинской части прогиба продуктивными являются гельветские, сарматские, мэотические, дакийские и левантские отложения мощностью свыше 4 км, отсутствующие в прилегающих Карпатах. От мезозойских отложений продуктивная толща отделена мощными нижнемиоценовыми и палеогеновыми непродуктивными отложениями.

В Предюжнокарпатском прогибе нефтегазоносность охватывает также миоценовые и плиоценовые отложения, но прилегающие Южные Карпаты сложены древними кристаллическими породами.

На платформенном борту Северо-Предкарпатского НГБ установлена нефтегазоносность палеозойских отложений, отсутствующих в прилегающих Западных Карпатах.

Число таких несоответствий возраста геосинклинальных формаций и продуктивных отложений платформенных склонов пограничных НГБ можно увеличить. Совершенно очевидно, что нефтегазоносность пограничных НГБ обязана вмещающим породам.

Б.Ф. Дьяков считает, что нефтегазоносность Мичиганского и Иллинойского НГБ-синеклиз обязана миграции УВ из Аппалачской геосинклинали, т. е. через современный Предаппалачский прогиб и Цинциннатский вал, отделяющий прогиб от Мичиганского и Иллинойского НГБ.

Цинциннатский вал начал формироваться в среднеордовикское время и продолжал развиваться в палеозое. Сам вал и наиболее приподнятые его части не продуктивны, лишь на восточном склоне известны газовые залежи, уловленные в выклинивающихся отложениях силура. Цинциннатский вал исключал возможность миграции УВ из Предаппалачского прогиба и тем более из Аппалачской геосинклинали в Мичиганскую и Иллинойскую синеклизы, нефтегазоносность которых сингенетична вмещающим породам.

Нефтегазоносность Сиртской рифтогенной зоны Ливийской синеклизы Б.Ф. Дьяков связывает с краевым Предальпийским прогибом, якобы расположенным над водами Средиземного моря. Однако в настоящее время геофизическими исследованиями доказано, что сочленение альпийской складчатой области юга Европы с древней платформой севера Африки происходит через тектонический шов. При этом сама Ливийская синеклиза отделена от севернее расположенной крупной Центрально-Ионической впадины (с мощностью отложений до 12 км), погребенным сильно нарушенным поднятием Венинг-Мейница. Рифты Сирта имеют хорошо выраженные нефтепроизводящие толщи в отложениях мела, палеоцена и эоцена, в нефтегазоносном отношении являются автономными образованиями.

Нефтегазоносность бассейнов, расположенных на срединных массивах, развитых в пределах кайнозойской складчатости, связана преимущественно с орогенными отложениями. Маракайбский НГБ, который Б.Ф. Дьяков приводит как пример вторичной нефтегазоносности его отложений, содержит основные запасы нефти в палеоцен-эоценовых, в меньшей степени в более молодых и меловых отложениях. Мощность кайнозойских отложений превышает 10, меловых же не более 2,5 км. Последние залегают на древнем кристаллическом фундаменте и их Нефтегазоносность возможно и связана с геосинклинальными формациями этого возраста, мощность которых в окружающих НГБ горных сооружений свыше 10 км. Утверждение Б.Ф. Дьякова, что для объяснения причин высокой концентрации нефти в Маракайбском НГБ необходимо допустить миграцию нефти сверху вниз из меловых и палеоген-неогеновых отложений в домеловые, мезозойские и палеозойские отложения основано на недоразумении, так как в разрезе бассейна известны только меловые и кайнозойские отложения.

Б.Ф. Дьяков говорит о роли в нефтегазообразовании какой-то непознанной энергии глубинных недр Земли, которая проникает в бассейны через рифты и разломы. Если речь идет о воздействии температуры на преобразование РОВ пород, то следует учесть, что всегда существуют зоны с температурой, необходимой для превращения РОВ с выделением УВ. Роль рифтов и разломов заключается, прежде всего, в создании зон прогибания земной коры и соответственно накопления мощных толщ пород – необходимого условия для нефтегазообразования и накопления.

В целом представления Б.Ф. Дьякова о роли геосинклинальных формаций в нефтегазообразовании, его классификация НГБ по степени перспективности представляется нам как недостаточно аргументированные как с теоретических позиций, так и подтверждаемости фактическим материалом.

Призыв Б.Ф. Дьякова о необходимости пересмотра теоретических положений и практических выводов в нефтяной геологии следует, несомненно, поддержать, но он должен базироваться на разработке новых фундаментальных теоретических представлений, обоснованных анализом фактических данных, а не на декларациях.