Степень зрелости нефтей является важнейшим параметром, который в комплексе с другими геолого-геохимическими показателями позволяет получить достоверную информацию о глубине зоны нефтегазообразования, стратиграфической приуроченности нефтематеринских пород, направлении и условиях миграции УВ-флюидов и в конечном итоге оценить потенциал нефтегазоносного бассейна (НГБ). Особую ценность исследования степени зрелости нефтей имеют для НГБ, в которых в процессы УВ-образования вовлечены несколько флюидогенерирующих комплексов. Примером такого бассейна может служить интенсивно развивающаяся Южно-Каспийская мегавпадина, уникальность которой заключается в высокой мощности ее выполнения, достигающей 20-25 км. В кайнозойском разрезе впадины выделяются несколько флюидогенерирующих комплексов – эоценовый, олигоцен-нижнемиоценовый (майкопский), среднемиоценовый (чокраксий горизонт), средне-верхнемиоценовый (диатомовый) (Али-заде А.А., Ахмедов Г.А., Алиев Г.-М.А. и др., 1975).

В тектоническом отношении Южно-Каспийская область регионального прогибания, будучи сопряженной с главнейшими геоструктурными элементами Кавказа, Копетдага и Эльбурса с различными геодинамическими режимами, разбита на ряд депрессионных структур, отличающихся по геолого-тектоническому строению межгорных впадин и прогибов (рис. 1). Последние представлены на западе Куринской межгорной впадиной, состоящей из Верхне-, Средне- и Нижнекуринского прогибов, впадиной Южного Каспия, в которую входят Южно-Апшеронский, Пехлеви-Горганский, Приэльбрусский прогибы, а на востоке – Западно-Туркменским, Прибалхано-Кызылкумским и Огурчино-Чикишлярским прогибами. С севера к данной системе прогибов примыкают другие составные части мегавпадины – Шемаха-Гобустанский и Апшеронский прогибы. Северным и северо-восточным ограничением мегавпадины служат мегантиклинорий Большого Кавказа и его подводное продолжение, представленное Апшероно-Прибалханской зоной антиклинальных поднятий, а южным – мегантиклинорий Малого Кавказа (см. рис. 1). На востоке мегавпадина упирается в Дзирюльский выступ кристаллического фундамента. Кристаллическое основание Южно-Каспийской мегавпадины в ее различных частях имеет тенденцию к ступенчатому погружению. В западной части оно залегает на глубине 4-6 км, в Среднекуринском прогибе – 16 км, в Нижнекуринском погружается до 20 км, а в Южно-Каспийской впадине опускается до 21-25 км. Ступенчатое погружение доальпийского субстрата происходит и в поперечном направлении от Большого и Малого Кавказа к центральной части впадины. Границами между частными прогибами служат погребенные поднятия доальпийского фундамента и ограничивающие их глубинные разломы.

Геолого-тектоническое строение прогибов Южно-Каспийской мегавпадины находит отражение в геохимическом облике содержащихся в них нефтей. Главнейшей особенностью мегавпадины является значительное качественное геохимическое разнообразие нефтей плиоценового резервуара – легкие и тяжелые, малосернистые и высокосмолистые, метановые и нафтеновые и т.д. Широкий геохимический спектр нефтей этого резервуара, как показывают наши исследования, вызван проявлением ряда факторов термокаталитического, генетического (участие в нефтеобразовании разновозрастных флюидогенерирующих комплексов), миграционного, биодеградирующего характера и т.д.

Еще одно, крайне удивительное, обстоятельство – чрезвычайно низкая зрелость нефтей в известных нефтегазоконденсатных месторождениях, что не вписывается в существующие представления о вертикальной зональности нефтегазообразования, согласно которой конденсаты являются продуктами высококатагенетической деструкции ОВ.

Широко применяемые в органической геохимии высокотехнологичные методы исследования ОВ и нефтей на уровне молекулярных ископаемых (биомаркеров) дали возможность осуществить корреляцию нефть – нефть, нефть – нефтематеринская порода, определить стратиграфический возраст нефти и, что очень важно, установить степень зрелости нефтей, а точнее, уровень катагенетической превращенности производящего их керогена. В целях оценки последней характеристики используются такие параметры, как степень изомеризации гопанов, стеранов, ароматизации стеранов, соотношения ароматических стеранов и стероидов и т.д.

Нами использованы такие высокоинформативные и широко применяемые биомаркерные параметры, как степень изомеризации стерана {aaaC₂₉(20S/(S+R))} и ароматизации моноароматического стерана {С₂₈ triarom. sterane / (С₂₈ triarom. sterane + С₂₉ monoarom. sterane)}. Сущность первого параметра заключается в том, что живые организмы синтезируют только предшественника эпимера 20R стерана С₂₇, С₂₈, С₂₉. С увеличением зрелости керогена эпимер 20R проходит реакцию изомеризации с образованием эпимера 20S. Следовательно, в нефте-материнских породах незначительной зрелости и генерируемых ими нефтях эпимер 20R всегда является доминирующим. По мере возрастания зрелости керогена в составе стеранов увеличивается доля эпимера 20S, что отражается на увеличении отношения aaaC₂₉(20S/(S+R)) в нефтях. Зрелые нефти характеризуются высоким уровнем эпимеризации aa-стеранов C₂₉(20S/(S+R)) со значениями от 0,50 до 0,54, что соответствует установлению равновесия между биологическими (R) и геологическими (S) эпимерами (Петров Ал.А., 1994; [5]). Данные значения характеризуют интервалы нефтяного окна, в котором ОВ нефтематеринских пород генерируются наибольшие объемы жидких УВ, т.е. наступает пик нефтегенерации. Следует подчеркнуть, что этому интервалу соответствует степень зрелости керогена, отвечающая эквиваленту отражательной способности витринита Ro = 0,8-0,9 %.

Сущность параметра C₂₈tria-rom.sterane/C₂₈triarom.sterane+ C₂₉monoarom.sterane) выражается в том, что с увеличением степени термальной зрелости нефтей наблюдается его рост от 0 до 1. Это является следствием того, что в жестких термокаталитических условиях моноароматический стеран С₂₉ OВ и нефтей теряет метильную группу и трансформируется в триароматический стеран С₂₈ [4-6]. Максимальное значение данного коэффициента соответствует Ro = 0,8-0,9 %.

Результаты исследований месторождений всех НГР Южно-Каспийской мегавпадины показали, что степень зрелости нефтей по изомеризации стерана изменяется от 0,155 до 0,490. Наиболее зрелые нефти (0,35-0,49) сосредоточены в пределах НГР Среднекуринской впадины. Гистограммы частот распределения показывают, что в 50 % объектов нефти имеют значение зрелости по изомеризации стерана 0,45-0,50, что равнозначно Ro=0,68-0,73 %, а в 40 % - 0,40-0,50, что соответствует Ro = 0,63-0,68 %, т.е. в целом исследуемые нефти свидетельствуют о невысокой и средней превращенности керогена нефтематеринских пород (рис. 2). В стратиграфическом интервале разреза верхний мел – эоцен – олигоцен – нижний миоцен средние значения степени зрелости практически не изменяются и составляют 0,43-0,45 (по степени изомеризации стерана).

Принимая во внимание приуроченность исследуемых залежей нефти в Евлах-Агджабединском прогибе в верхнемеловой части разреза к эффузивным образованиям (месторождение Мурадханлы), их перекрытие и облекание эоценовыми нефтеносными песчано-глинистыми отложениями, а также одинаковую катагенную превращенность нефтей обоих резервуаров, можно утверждать о межформационной миграции УВ-флюидов из палеогенового комплекса в вулканогенный верхнемеловой. Идентичность нефтей рассматриваемых резервуаров подтверждается генетическими биомаркерными параметрами: отношениями нормальных стеранов aaaС₂₇::С₂₈:С₂₉, изостеранов abbС₂₇:С₂₈:С₂₉, отношением изопреноидов (Рr/Рh) и т.д. (Гулиев И.С., Фейзуллаев А.А., Гусейнов Д.А., 1999). Важнейшим показателем схожести и их генетической принадлежности к кайнозойскому комплексу служит повсеместное присутствие в нефтях олеанановой молекулы.

Вместе с тем в НГР междуречья Куры и Габырры контрастно обособляются две группы месторождений, для одной из которых свойственны наименьшие для Среднекуринской впадины значения степени зрелости нефтей Ro = 0,58-0,63 %. Генетические биомаркерные параметры совместно с соотношениями изотопов углерода указывают на то, что в генерации нефтей данной части впадины участвовали два лито-фацильных комплекса эоценовых отложений. Для группы более зрелых нефтей характерны интервалы изотопных отношении углерода, равные -28,0 ... -27,8 %о (в алкановой фракции), преобладание С₂₇ над С₂₈ и С₂₉ в составе нормальных и примерно равное отношение изостеранов. Группе низкозрелых нефтей свойственны более низкие значения изотопных соотношений углерода – -29,1 ... -28,7 %о, преобладание С₂₈ над С₂₇ и С₂₉ среди нормальных и изостеранов. Вместе с тем как в первой, так и во второй группе нефтей установлено присутствие олеанана. Изотопно-биомаркерные характеристики указывают на принадлежность нефтегенерирующих отложений первой группы к типично морским, а второй – к прибрежно-морским, придельтовым, фациям заливов и лагун [3,5].

Необходимо подчеркнуть, что относительно невысокая степень катагенической превращенности нефтей Среднекуринской впадины (Ro = 0,58-0,75 %) прекрасно коррелирует с уровнем зрелости РОВ вмещающих их палеогеновых отложений, находящихся в интервале градаций катагенеза МК₁-МК₂ (Ro = 0,65-0,85 %) (Алиев Г.-М.А., 1993). Это убедительно свидетельствует о сингенетичности нефтей палеогеновому комплексу и дает веские основания говорить о высоких перспективах подстилающих эоценовый комплекс мезозойских нефтепроизводящих и нефтеаккумулирующих отложений в отношении обнаружения более зрелых нефтей и конденсатов.

В плиоценовых месторождениях Южно-Каспийской мегавпадины, сосредоточенных в пределах Ниж-некуринского, Шемаха-Гобустанского, Апшеронского прогибов, Бакинского и Апшеронского архипелагов, степень зрелости нефтей R₀ варьирует в очень широком диапазоне – от 0,45 до 0,67 %. Основную массу плиоценовых месторождений (имеется в виду возраст резервуара) мегавпадины (81,58 %) составляют объекты со средними значениям данного параметра (R₀ = 0,53-0,63 %), что свидетельствует о низкой степени превращенности ОВ нефтематеринских пород. На этом фоне выделяются месторождения с очень низкой зрелостью нефтей (R₀ = 0,5-0,53 %) в объеме 13,16 % и незначительное число (5,2 %) с относительно зрелыми нефтями (R₀ = 0,7 %) (рис. 3). Наименьшей превращенностью отличаются нефти Апшеронского полуострова и Шемаха-Гобустанского прогиба (Ro = 0,43-0,56 %) (рис. 4).

Повышенная степень зрелости характерна для нефтей Нижнекуринской впадины и месторождений Бакинского и Апшеронского архипелагов (R₀ = 0,62 %). Вместе с тем принципиальное различие месторождений этих частей Южно-Каспийской мегавпадины выражается в резко противоположном соотношении долевого участия палеоген-нижнемиоценового и диатомого комплексов в насыщении коллекторов. Этот вывод основан на результатах детальных исследований соотношений стабильных изотопов углерода нефти и ее алкановой фракции из разновозрастных резервуаров (от позднего мела до позднего плиоцена включительно) всех НГР Южно-Каспийской мегавпадины. Данными исследованиями выявлена четкая дифференциация нефтей в стратиграфическом разрезе (рис. 5). По мере омоложения возраста резервуара происходит утяжеление изотопного состава углерода нефтей [2]. Так, наиболее изотопно-легкие нефти характерны для верхнемеловых резервуаров (-28,15; -28,0 %o) (здесь и далее первая цифра соответствует d¹³C алкановой фракции, а вторая – суммарному углероду нефти), которые последовательно сменяют нефти из резервуаров эоценового (-28,32; -27,86 %о), олигоцен-нижнемиоценового (майкопского) (-28,05; -27,64 %о) и среднемиоце-нового (чокракского) (-27,95;-27,52 %о) комплексов. Резкое изотопное утяжеление нефтей происходит в диатомовом резервуаре (средний–нижний миоцен) (-26,45;-26,13 %о). Наиболее изотопно-тяжелые нефти приурочены к резервуарам плиоценового возраста (-26,35;-25,75 %о). Одновременно в том же направлении увеличивается разброс между верхним и нижним пределами значений d¹³С. Если для изотопно-легких нефтей из резервуаров верхнего мела, эоцена, Майкопа и чокрака характерны интервалы вариаций d¹³С алкановой фракции нефти в 0,5 %о, то в нефтях диатомового резервуара интервалы составляют 2,3 %о. Нефти плиоценовых резервуаров выделяются максимальной вариацией изотопных соотношений углерода алкановой фракции (от -27,7 до -24,8 %о) и всей нефти (от -27,67 до -24,38 %о) при разности 2,90 и 3,29 %о соответственно.

Изотопно-геохимические исследования нефтей, основанные на изучении разновозрастных объектов из различных нефтегазоносных провинций мира, показывают, что отношение стабильных изотопов углерода достигает своего максимума в нефтях, генерируемых средне-верхнемиоценовым комплексом отложений, в силу глобального уменьшения концентраций СО₂ в атмосфере и как следствие этого – растворенного СО₂ в морской воде, что стало причиной уменьшения изотопного фракционирования легкого изотопа ¹²С морским планктоном в процессе фотосинтеза. В этом контексте изотопное утяжеление нефтей по средним значениям d¹³С в диатомовых и плиоценовых резервуарах Южно-Каспийской мегавпадины вполне объяснимо. Следовательно, локализация в диатом-плиоценовых резервуарах как изотопно-легких, так и изотопно-тяжелых нефтей с разностью в значениях d¹³С от 2,10 до 3,29 %о свидетельствует об их генерации как минимум двумя разновозрастными сериями отложений [1, 3, 5]: 1) додиатомовьм комплексом (мел – чокрак), генерирующим нефти с изотопной меткой углерода алкановой фракции -29,1... -28,8 %о и всей нефти -28,0... -27,2 %о; 2) диатомовым (караган, конк, сармат, меотис) комплексом, формирующим нефти с изотопной меткой углерода алкановой фракции -25,4... -24,8 %о и всей нефти -25,19... -24,38 %о.

Эта тенденция довольно четко прослеживается на гистограммах частоты распределения нефтей по значениям d¹³С, построенных в отдельности для каждого возрастного резервуара (рис. 6, А-Е). Для нефтей додиатомовых резервуаров (мел – чокрак) характерно одномодальное распределение с максимальными значениями d¹³С, не превышающими -27,5 ... -27,0 %о, тогда как диатомовым и плиоценовым резервуарам свойственно бимодальное распределение с широким интервалом вариаций d¹³С – от -28,0 до -24,0 %о. Обособленное положение на гистограммах, характеризующих нефти диатомового резервуара (см. рис. 6, Д), частотного класса значений d¹³С (-27,5 ... -27,0 %о), на долю которого приходится 40 % объектов, и отсутствие объектов промежуточных классов с d¹³С -27,0 ... -26,5 %о и -26,5 ... -26,0 %о, но в то же время выделение классов -26,0 ... -25,5 %о и -25,5 ... -25,0 %о со значительным преобладанием последнего, соответственно составляющих 20 и 40 % выборки, позволяют утверждать, что изотопно-легкие нефти несвойственны данному комплексу и, по-видимому, мигрировали из подстилающих олигоцен-палеогеновых и, вероятно, более древних отложений.

Гистограммы частот распределения нефтей по значениям d¹³С алкановой фракции, построенные в отдельности для каждого НГР, наглядно иллюстрируют соотношения изотопно-разнородных нефтей (см. рис. 6, Ж-К). Из приведенных графиков следует, что морские месторождения состоят в основном из смеси палеоген-нижнемиоценовых и диатомовых нефтей и преимущественно диатомовых нефтей. На Апшеронском полуострове объем смешанных нефтей уменьшается за счет обособления главным образом палеоген-нижнемиоценовых, а объем нефтей с диатомовой изотопной меткой остается примерно таким же. Общим для морской части мегавпадины и Апшеронского полуострова является примерно одинаковый объем модальных значений d¹³С -26,5 ... -26,0 %о, равный соответственно 47,36 и 42,85 %. Плиоценовый резервуар Нижнекуринского НГР по содержанию смешанных палеоген-нижнемиоценовых и диатомовых нефтей кардинально отличается от вышеописанных отсутствием преимущественно диатомовых нефтей и увеличением объема палеоген-нижнемиоценовых, что отражается резким смещением модальных значений d¹³С в области -27,5 ... -27,0 %о (изотопно-легких).

Следует отметить, что в целом наблюдается отчетливая тенденция утяжеления изотопного состава нефтей плиоценового резервуара в сторону Южно-Каспийской впадины (рис. 7), что согласуется с увеличением в этом направлении мощности молодых отложений и все большим вовлечением в нефтяное окно диатомового комплекса и, возможно, нижних свит плиоцена.

Весьма примечательно установленное изменение степени зрелости нефтей среднеплиоценового резервуара (продуктивной толщи) с увеличением мощности осадочных отложений и доли в них палеоген-нижнемиоценового и диатомового комплексов. Это особенного наглядно видно на примере Нижнекуринской впадины, входящей в число одной из самых глубоких депрессий Южно-Каспийской мегавпадины, где доальпийский фундамент погружен до 20 км.

Интенсивное прогибание, начавшееся здесь в кайнозое, предопределило накопление мощной (> 10 км) толщи осадочных отложений, в которой на долю палеоген-нижнемиоценового комплекса приходится ~4000 м, средне-верхемиоценового – до 1000-1500 м, а плиоцен-антропогенового – ~ 6000 м. Такое соотношение палеоген-нижнемиоценового и средне-верхнемиоценового комплексов объясняет изотопно-облегченный состав нефтей. Однако на общем облегченном изотопном фоне наблюдается резкое изотопное утяжеление нефтей в юго-восточном направлении с выделением аномалий с типичной диатомовой меткой в нефтях самого отдаленного на юго-восток Нефтчалинского месторождения (см. рис. 7). Особо примечательно, что этому месторождению свойственны самые зрелые нефти по сравнению с нефтями месторождений как в пределах Нижнекуринской впадины, так и в центральной части Южно-Каспийской мегавпадины. Как видно на сейсмогеологическом профиле (рис. 8), проходящем через поперечное сечение Нефтчалинской складки, на этой площади западнее ее осевой линии в пределах Нижнекуринского синклинория наблюдается резкое сокращение мощности палеоген-миоценового комплекса в связи с выпадением из разреза палеоцен-эоценовых отложений, в результате чего на глубине 7000 м олигоцен-миоценовые отложения налегают на поверхность мезозоя (Багир-заде Ф.М., Керимов К.М., Салаев С.Г., 1988). Залежи нефти на этом месторождении приурочены к присводовой части юго-западного крыла антиклинальной брахискладки юго-восточно – северо-западного простирания. Складка осложнена многочисленными поперечными и продольными разрывами, среди которых выделяются два крупных продольных, секущих присводовую часть на всем ее протяжении. Поверхность сбрасывателя падает на юго-запад, т.е. в сторону Нижнекуринского синклинория, в котором, как предполагается, размещается основной очаг углеводородообразования. С этими основными разрывами связаны проявления грязевого вулканизма.

В северо-западной части этой антиклинальной зоны, на месторождениях Кюровдаг и Гарабаглы (см. рис. 1), осложненных вышеописанной системой разрывов, доля нефтей с палеоген-олигоценовой изотопной меткой значительно увеличивается при тех же значениях степени зрелости. Аналогичная взаимосвязь наблюдается и в месторождениях, примыкающих к внутреннему Каргалинскому прогибу (Мишовдаг) и расположенных в его пределах (Кюрсангя).

Необходимо особо подчеркнуть, что какой-либо связи между степенью зрелости нефтей Южно-Каспийской мегавпадины (рис. 9) и их изотопным составом (см. рис. 7) не существует. Например, относительно высокозрелые нефти могут быть как изотопно-легкими, так и изотопно-тяжелыми независимо от возраста резервуара. То же касается и низкозрелых нефтей.

Один из аномальных нефтегазоконденсатных объектов – Гарадагское месторождение – расположен в крайней юго-западной приморской части Апшеронского полуострова (см. рис. 1). На юге месторождение охватывает обширную мелководную полосу Каспийского моря. Оно локализовано в широтном колене морского продолжения зоны глубинного Аджичай-Алятского разлома. Здесь нефтеносны отложения диатомовой свиты и среднего плиоцена. Месторождение приурочено к антиклинальному поднятию с крутым южным (35-60°) и более пологим северным (30-35°) крыльями. Вдоль оси складки проходит крупное нарушение с амплитудой смещения 200-300 м, с которым связаны грязевые вулканы (Ахтарма, Торпаглы-Ахтарма и Пильпиля), что свидетельствует о значительной глубине его заложения (рис. 10).

Нефти миоценового резервуара имеют легкий изотопный состав (-27,5 %о), характерный для нефтей майкоп-чокракского комплекса нефтематеринских пород, и отличаются очень низкой степенью зрелости (Rо = 0,45 %). В нефтях средне-плиоценового резервуара эти параметры увеличиваются: d¹³С до -26,25 %о и Rо до 0,53 %, т.е. в составе нефтей возрастает доля диатомовой составляющей. Приуроченность низкозрелых миоценовых залежей к северному, а среднеплиоценовых – к южному крылу складки, обращенному к Каспийскому морю (морскому продолжению Джейранкечмезской депрессии), и опущенность южного крыла относительно северного по разлому, падающему на юг с амплитудой 1000-1200 м, вкупе с регионально закономерным расположением низкозрелых нефтей палеоген-миоценового комплекса (нефтеносные площади Умбаки, Адживели, Чеилдаг и др.) (см. рис. 1), образующих внешнее кольцо вокруг более зрелых нефтей продуктивной толщи, наводят на мысль о незавершенности процесса формирования этого месторождения в частности и месторождений палеоген-миоценового комплекса в целом. Причина этого, по нашему мнению, связана с интенсивным прогибанием соответственно Южно-Каспийской впадины в позднеплиоцен-четвертичное время по ограничивающим ее глубинным разломам, к числу которых относятся продольный Аджичай-Алятский, поперечные – глубинный Яшминский и региональный Западно-Апшеронский. В результате этого была нарушена сплошность палеоген-миоценовых флюидопроводников, по которым происходила региональная латеральная миграция флюидов из центральной части Джейранкечмез-Южно-Апшеронского прогиба к ее бортам – в направлении Гобустана, Апшеронского полуострова, северных поднятий Бакинского архипелага и Апшеронского порога. В итоге сформированные залежи оказались изолированными от питающего очага. Быстрое погружение доальпийского основания в этой части Южного Каспия, в результате которого за короткое время (3 млн лет) была сформирована мощная (до 4000 м) толща осадочных пород, стимулировало ускоренное вовлечение в зону нефтеобразования более молодых средне-верхнемиоценовых (диатомовых) отложений, что и стало главной причиной преобладания в морских месторождениях изотопно-тяжелых нефтей.

Исходя из того, что максимальные значения зрелости степени нефтей, генерированных диатомовой свитой, не превышают Rо = 0,62-0,66 %, можно утверждать, что пик генерации нефти (Rо=0,8-0,9 %) будет приурочен к палеоген-нижнемиоценовым отложениям. Следовательно, глубокопогруженные горизонты Южно-Каспийской впадины представляют большой интерес в отношении выявления в них скоплений жидких УВ.

в целом установлена низкая степень зрелости нефтей Южно-Каспийской мегавпадины, не превышающая Rо ⁼ 0.73 % (Среднекуринская впадина), что существенно повышает перспективы обнаружения нефтей более зрелых стадий;

исходя из того, что наиболее зрелые нефти известных месторождений генерированы в диатомовой свите в центральной части Южно-Каспаийской впадины, с учетом ее геологического строения можно утверждать о приуроченности пика генерации нефти (Ro = 0,8-0,9 %) к палеоген-нижнемиоценовым отложениям;

1. Carbon isotope composition of marine oils / H.U.Chung, M.A.Roo-ney, M.B.Toon, G.E.Claypool // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin. - 1992. - Vol.76, № 7.
2. Guliev I.S.,Feizullaev A.A. Natural hyddrocarbon seepages in Azerbaijan // Near Surface Expression of Hydrocarbon Migration. – AAPG Hedberg Reserch Conference. April 24-28,1994.
3. Peters K.E., Moldovan J.M. The biomarker Guide. – New Jersy, 1993.
4. Mackenzie A.S. Application of biological markers in petroleum geochemistry // Advances in Petroleum Geochemistry. – London: Academic Press, 1984. -Vol.1. - P.115-214.
5. Petroleum isotopic and biomarker composition related to source rock organic matter and depositional environment / K.E.Peters, J.M.Moldovan, M.Shoell, W.B.Hempkins // Org. Geochem. - 1986. - Vol.10. - P. 17-27.
6. Requejo A.G. Quantitative analysis of triterpanee and sterane biomar-kers: Metodology and applications in molecular maturity studies // Biological Markers in Sediments and Petroleum. – Printed Hall, Englewood Cliffs, N.J. -1992. - P.223-240.

On the base of carbon stable isotope ratios in oils from 54 oilfields and a number of mud volcanoes of the South Caspian megadepression (SCMD) it was found that in the direction from older reservoirs to younger ones carbon isotopic composition of oils gets heavier. Based on average values of isotopic composition of oils occurring in central part of SCMD the next sequence is evident : Lower Kura (-26.8%o) –> Absheron -> (-26.29%o) –> Shamakhy-Gobustan (-26.1%o) --> Baku archipelago (-26.04%o) -> Absheron archipelago (-25.87%o), which is indicative of increase on mentioned sequence of younger deposits' share in oil generation. It was ascertained that there exists a relationship between oil maturity degree and sedimentary cover thickness in general and individual stratigraphic units in particular. On the whole SCMD oils can be graded as being of low maturity, not exceeding Ro=0.66%, which tells in favour of prospects of finding more mature oil. Reasoning from the belief that the most mature oils of known fields have been sourced in Diatomaceous suite of the South Caspian basin, considering the geological structure of the basin, one can state that oil generation peak (Ro=0.8-0.9%) is confined to Paleogene-Lower Miocene deposits.

1 – антиклинальные структуры; месторождения: 2 – нефтяные, 3 – газовые, 4 – нефтегазовые, 5 – нефтеконденсатные; НГР: I – Апшеронский, II – Шемаха-Гобустанский, III – Нижнекуринский, IV – Бакинского архипелага, V – Апшеронского архипелага, VI – Евлах-Агджабединский, VII – междуречья Куры и Габырры, VIII – Гянджинский

Зрелость нефтей: числитель – по изомеризации стерана, знаменатель – по R₀, %

А – Южно-Каспийская мегавпадина в целом, Б – Апшеронский полуостров, В – Нижнекуринская впадина, Г – Бакинский и Апшеронский архипелаги

Числитель – интервал значений d¹³С, знаменатель – среднее

Комплекс пород: А, Б – верхнемеловой, эоценовый, майкопский, диатомовый и плиоценовый; В, Г – верхнемеловой, эоценовый, майкопский, чокракский; А – диатомовый; Е, Ж – плиоценовый; плиоценовый комплекс НГР: 3 – Бакинского и Апшеронского архипелагов, И – Нижнекуринского; К – Апшеронского полуострова

1 – береговая линия; 2 – изолинии значений изотопных отношений углерода в нефтях; 3 – нефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения

1 – нефтеносные горизонты

1 – изолинии значений зрелости нефтей (по изомеризации стерана С₂₉). Остальные усл. обозначения см. на рис. 7

1 – нефтяная залежь