Неорганическое происхождение углеродного вещества «нефтематеринских» пород

На основе неорганической концепции происхождения нефти рассмотрены взаимоотношения твердых фаз керогенов черных сланцев и жидкой нефти в физико-химических условиях типичной геобаротермы на шельфе Мексиканского залива. В условиях высокого флюидного давления двуокиси углерода (СО₂ ) с понижением температуры и давления водорода происходит процесс трансформации нефти в керогены различной степени «зрелости» (регрессивный метаморфизм). Генерация керогена в породах черных сланцев протекает путем последовательного перехода через метастабильные равновесия жидкой нефти и псевдокристаллических керогенов (фазовое «замерзание» нефти). Восходящая миграция углеводородов (УВ) нефтяных флюидов, отчетливо фиксируемая в процессах восполнения запасов нефти в нефтяных залежах, сдвигает равновесие нефть ↔ кероген в сторону образования керогена. Это происходит при понижении химического потенциала водорода в результате процессов высокотемпературного карбоксилирования и низкотемпературной гидратации компонентов нефти с образованием «зрелых» и «незрелых» керогенов соответственно.
Рассмотрены фазовые взаимоотношения черносланцевых керогенов и жидкой нефти в гипотетических условиях высокого флюидного давления УВ генерирующихся в режиме геодинамического сжатия силикатных оболочек Земли в результате развития глубинного щелочного магматизма. Обосновывается, что снижение давления водорода в системе будет приводить к трансформации восходящих флюидных УВ в жидкую нефть, а при подъеме УВ флюидов к поверхности равновесие УВ ↔ нефть ↔ кероген будет сдвигаться в сторону образования нефти и керогена. Показано, что как в геодинамическом режиме сжатия, так и в режиме расширения мантии и коры, фиксация СО₂ и гидратация являются основными геохимическими путями трансформации УВ нефти в кероген и, следовательно, мощнейшим геологическим механизмом образования черносланцевых формаций.

1. Арешев Е.Г. (2004). Нефтегазоносные бассейны тихоокеанского подвижного пояса. М.: АВАНТИ, 287 с.

2. Астафьев Д.А., Толстиков А.В., Наумова Л.А. (2019). Возможности уточнения ресурсов углеводородов и направлений нефтегазопоисковых работ с учетом глубинных структур и геодинамических процессов в недрах Земли. Вести газовой науки, 2(39), c. 17–28.

3. Бочкарев В.А., Бочкарев А.В. (2017). Восполняемые запасы залежей углеводородов. М.: Всероссийский НИИ организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности, 275 с.

4. Вассоевич Е.Б. (1986) Избранные труды. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. М.: Наука, 367 с.

5. Гаврилов В.П. (2008). Возможные механизмы естественного восполнения запасов на нефтяных и газовых месторождениях. Геология нефти и газа, 1, c. 56–64.

6. Гиббс Д.В. (1950). О равновесии гетерогенных веществ. Термодинамические работы. М.-Л.: Гостехиздат, 492 с.

7. Горюнов Е.Ю. Игнатов П.А., Климентьева Д.Н., Халиков А.Н., Кравченко М.Н. (2015). Проявление современных подтоков углеводородов в нефтегазовые комплексы на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Геология нефти и газа, 5, c. 62–69.

8. Готтих Р.П., Писоцкий Б.И., Плотникова И.Н. (2012). Информативность малых элементов в нефтяной геологии. Георесурсы, 5(47), c. 24–31.

9. Губкин И. М. (1975). Учение о нефти. М.: Наука, 385 с.

10. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М., Дрёмин И.С. (2018). Изотопногелиевые и углерод-гелиевые показатели глубинности процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Актуальные проблемы нефти и газа, 4(23), c. 2. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2018-23.art2

11. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М., Родкин М.В. (2019). Изотопногеохимические показатели глубинности процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Актуальные проблемы нефти и газа, 4(27), c. 21. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2019-27.art21

12. Ермаков В.В., Ковальский Ю.В. (2018). Живое вещество биосферы: масса и химический элементный состав. Геохимия, 10, с. 931–944. https://doi.org/10.1134/S0016752518100060

13. Зубков В.С. (2005). Термодинамическое моделирование системы C-HN-O-S в РТ-условиях верхней мантии. Иркутск: Иркутский ун-т, 180 с.

14. Зубков В.С. (2009). Гипотезы происхождения тяжелых углеводородов и битумов в разновозрастных офиолитах. Литосфера, 1, с. 70–80.

15. Зубков B.C. (2010). Рудная минерализация в нафтидах. Отечественная геология. 3, c. 60–66.

16. Иванов К.С. (2018). О возможной максимальной глубине нахождения месторождений нефти. Известия Уральского государственного горного университета, 4(52), c. 41–49. https://doi.org/10.21440/2307-2091-2018-4-41-49

17. Карпов И.К., Зубков В.С., Степанов А.Н., Бычинский В.А., Артименко М.В. (1998). Термодинамический критерий метастабильного состояния углеводородов в земной коре и верхней мантии. Геология и геофизика, 39(11), с. 1518–1528.

18. Касьянова Н.А. (2010). Геофлюидодинамические доказательства современного восполнения запасов нефтегазовых залежей. Геология, география и глобальная энергия, 3(38), с. 14–17.

19. Касьянова Н.А. (2011). Влияние новейших тектонических движений земной коры и разрывных нарушений на формирование залежей углеводородов и аномальные изменения термобарических условий в залежах, Геология, география и глобальная энергия, 3(42), с. 7–15.

20. Конторович А.Э., Меленевский В.Н. (1988).Учение о главной фазе нефтеобразования и его место в осадочно-миграционной теории нафтидогенеза. Изв. АН СССР, Сер. геологич., 1, с. 3–13.

21. Конторович А.Э., Вышемирский В.С. (1997). Неравномерность нефтеобразования в истории Земли, как результат цикличного развития земной коры. Докл. РАН, 356(6), с. 794–797.

22. Конторович А.Э.(2004). Очерки теории нафтидогенеза. Избранные статьи. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 545 с.

23. Кропоткин П.Н. (1986). Дегазация Земли и генезис углеводородов. Ж. Всесоюзного химического общества им. Д.И. Менделеева, 31(5), с. 540–547.

24. Кудрявцев Н.А. (1951). Против органической гипотезы происхождения нефти. Нефтяное хозяйство, 9, c. 17–29.

25. Кудрявцев Н.А. (1973). Генезис нефти и газа. Тр. ВНИГРИ, 319. Л.: Недра, 216 c.

26. Кудрявцев Н.А. (2013). Генезис нефти и газа. Глава 2. Глубинная нефть, 1(10), c. 1586–1593.

27. Кусов Б.Р. (2011). Генезис некоторых углеродсодержащих полезных ископаемых (От метана до алмаза). Владикавказ: ИПО СОИГСИ, 195 с.

28. Кучеров В.Г., Серовайский А.Ю. (2018). Cтабильность углеводородных систем при сверхвысоких термобарических параметрах. Актуальные проблемы нефти и газа, 4(23), c. 37. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2018-23.art37

29. Летников Ф.А. (2005). Флюидный механизм деструкции континентальной земной коры и формирование осадочных нефтегазоносных бассейнов. Докл. РАН, 401(2), с. 205–207.

30. Летников Ф.А. (2013). Синергетические аспекты проблемы образования глубинной нефти. Глубинная нефть, 1(6), с. 790–810.

31. Лурье М.А. (2013). Существует ли генетическая связь между нефтяными и угольными системами. Глубинная нефть, 1(5), c. 648–651.

32. Лурье М.А. (2019). Преобразование глубинных абиогенных флюидов в нефтяное вещество. Геология нефти и газа, 5, с. 73–82. https://doi.org/10.31087/0016-7894-2019-5-73-82

33. Малышева Л.К. (2019). Абиогенные углеводороды Титана. Тр. ИГГ УрО РАН, 166, с. 108–113.

34. Маракушев А.А. (1999). Происхождение Земли и природа ее эндогенной активности. М.: Наука, 255 с.

35. Маракушев А.А., Маракушев С.А. (2006а). Р,Т – фации простых, углеводородных и органических веществ системы С-Н-О. Докл РАН, 406(4), с. 521–527. https://doi.org/10.1134/S1028334X0601034X

36. Маракушев А.А., Маракушев С.А. (2006б). Природа геохимической специфики нефти. Докл. РАН, 411(1), с. 111–117. https://doi.org/10.1134/S1028334X06080319

37. Маракушев А.А., Маракушев С.А. (2006в). Факторы образования изотопных аномалий углерода в осадочных породах. Вестн. Коми НЦ УрО РАН, 7, с. 2–4.

38. Маракушев А.А., Маракушев С.А. (2008). Образование нефтяных и газовых месторождений. Литология и полезные ископаемые, 5, с. 505–521. https://doi.org/10.1134/S0024490208050039

39. Маракушев А.А., Маракушев С.А. (2010). Происхождение и флюидная эволюция Земли. Пространство и Время, 1, с. 98–118.

40. Маракушев А.А., Глазовская Л.И., Панеях Н.А., Маракушев С.А. (2012). Проблема происхождения ураново-золоторудного месторождения Витватерсранд. Вестник МГУ (сер. геол.), 3, с. 3–16. https://doi.org/10.3103/S0145875212030052

41. Маракушев А.А., Глазовская Л.И., Маракушев С.А. (2013). Эволюция железо-силикатного и углеродного вещества углистых хондритов. Вестник МГУ (сер. геол.), 5, с. 3–17. https://doi.org/10.3103/S0145875213050074

42. Маракушев А.А., Панеях Н.А., Маракушев С.А. (2014). Сульфидное рудообразование и его углеводородная специализация. М.: ГЕОС, 184 с.

43. Менделеев Д.И. (1949). Нефть. Л.-М.: Изд-во АН СССР, 25(10), 830 с.

44. Муслимов Р.Х., Глумов Н.Ф., Плотникова И.Н., Трофимов В.А., Нургалиев Д.К. (2004). Нефтегазовые месторождения – саморазвивающиеся и постоянно возобновляемые объекты. Геология нефти и газа, Спец. вып., с. 43–49.

45. Муслимов Р.Х., Трофимов В.А., Плотникова И.Н. (2019). Роль глубинной дегазации Земли и кристаллического фундамента в формировании и естественном восполнении запасов нефтяных и газовых месторождений. Казань: ФЭН, 264 с.

46. Муслимов Р.Х., Плотникова И.Н. (2019). Восполнение нефтяных залежей в свете новой концепции нефтегазообразования. Георесурсы, 21(4), c. 40–48. https://doi.org/10.18599/grs.2019.4.40-48

47. Павленкова Н.И. (2018). Особенности миграции глубинных флюидов в консолидированной земной коре. Актуальные проблемы нефти и газа, 4(23), с. 42. https://doi.org/0.29222/ipng.2078-5712.2018-23.art42

48. Петров А.А. (1984). Углеводороды нефти. М.: Наука, 264 с.

49. Пунанова С.А., Виноградова Т. Л. (2016). Сравнительная характеристика природных углеводородных систем различного генезиса. Нефтехимия, 56(4), с. 326–336. https://doi.org/10.7868/S0028242116040146.

50. Пунанова С.А. (2019). Нефтегазоносность кристаллического фундамента с учетом развития в нем неструктурных ловушек комбинированного типа. Георесурсы, 21(4), c. 19–26. https://doi.org/10.18599/grs.2019.4.19-26.

51. Симонян Г.С. (2016). Эндогенное образование нафтидов в свете абиогенной теории образования нефти. Технические науки, 4, с. 77–100.

52. Старостенко В.И., Лукин А.Е., Цветкова Т.А., Заец Л.Н., Донцов В.В., Савиных Ю.В. (2011). Об участии суперглубинных флюидов в нафтидогенезе (по данным изучения уникального нефтяного месторождения Белый Тигр). Геофизический журнал, 33(4), с. 3–32.

53. Сывороткин В.Л., Павленкова Н.И. (2013). Мировая рифтовая система и нефтегазоносные пояса планеты. Глубинная нефть, 1(10), c. 1576–1585.

54. Тимурзиев А.И. (2007). К созданию новой парадигмы нефтегазовой геологии на основе глубиннофильтрационной модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Геофизика, 4, с. 49–60.

55. Тимурзиев А.И. (2013). Мантийные очаги генерации углеводородов: геолого-физические признаки и прогнозно-поисковые критерии картирования; закономерности нефтегазоносности недр как отражение разгрузки в земной коре мантийных УВ-систем. Глубинная нефть, 1(10), c. 1498–1544.

56. Тиссо Б., Вельте Д. (1981). Образование и распространение нефти. М.: Мир. 502 с.

57. Шнип О.А. (1997). Углеводороды газово-жидких включений в минералах гранитоидов фундамента нефтегазоносных областей. Геология нефти и газа, 2, с. 41–44.

58. Alleon J., Flannery D.T., Ferralis N., Williford K.H., Zhang Y., Schuessler J.A., Summons R.E. (2019). Organo-mineral associations in chert of the 3.5 Ga Mount Ada Basalt raise questions about the origin of organic matter in Paleoarchean hydrothermally influenced sediments. Sci. Rep. 9, 16712. https://doi.org/10.1038/s41598-019-53272-5

59. Bjørlykke K. (2015). Petroleum Geoscience. Berlin Heidelberg: SpringerVerlag, 666 p. https://doi.org/10.1007/978-3-642-34132-8

60. Bowling T.J., Johnson B.C., Marchi S., De Sanctis M.C., Castillo-Rogez J.C., Raymond C.A. (2020). An endogenic origin of cerean organics. Earth Planet. Sci. Lett., 534, 116069. https://doi.org/10.1016/j.epsl.2020.116069

61. Cheng L., Shi S.-b., Yang L., Zhang Y., Dolfing J., Sun Y.-g., Liu L.-y., Li Q., Tu B., Dai L.-r., Shi Q., Zhang H. (2019). Preferential degradation n of long-chain alkyl substituted hydrocarbons in heavy oil under methanogenic conditions. Org. Geochem., 138, 103927. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2019.103927

62. Curiale J.A., CurtisJ.B. (2016). Organic geochemical applications to the exploration for source-rock reservoirs – A review. J. Unconvent. Oil & Gas Resour., 13, pp. 1–31. http://dx.doi.org/10.1016/j.juogr.2015.10.001

63. Glein C.R., Shock E.L. (2013). A geochemical model of non-ideal solutions in the methane–ethane–propane–nitrogen–acetylene system on Titan. Geochim. Cosmochim. Acta, 115, pp. 217–240. http://dx.doi.org/10.1016/j.gca.2013.03.030

64. Gold T. (1992). The deep, hot biosphere. Proc Natl Acad Sci USA, 89, pp. 6045–6049. https://doi.org/10.1073/pnas.89.13.6045

65. Gold T. (1999). The deep hot biosphere. New York: Copernicus, 235 p. https://doi.org/10.1007/978-1-4612-1400-7

66. Gottikh R.P., Pisotskiy B.I., Plotnikova I.N. (2014). Reduced fluids in the crystalline basement and the sedimentary basin (on an example of Romashkino and Verkhne-Chonskoye oil fields). ARPN Journal of Earth Sciences, 3(1), pp. 25–41. https://doi.org/10.1016/j.gexplo.2008.11.041

67. Helgeson H.C., Richard L., McKenzie W.F., Norton D.L., Schmitt A. (2009). A chemical and thermodynamic model of oil generation in hydrocarbon source rocks. Geochim. Cosmochim. Acta, 73, pp. 594–695. https://doi.org/10.1016/j.gca.2008.03.004

68. Henderson K.M., Williams-Jones A.E., Clark J.R. (2019). Metal transport by liquid hydrocarbons: evidence from metalliferous shale and pyrobitumen, Yukon. In: Rogers N. (ed.) Targeted Geoscience Initiative: 2018 Report of Activities. Geological Survey of Canada. pp. 179–187. Open File 8549. https://doi.org/10.4095/313650

69. Huang F., Isabelle D., Cardon H´., Montagnac G., Sverjensky D.A. (2017). Immiscible hydrocarbon fluids in the deep carbon cycle. Nature Commun., 8, pp. 15798. https://doi.org/10.1038/ncomms15798

70. Huang Z., Liang T., Zhan Z.-W., Zou Y.-R., Li M., Peng P. (2018). Chemical structure evolution of kerogen during oil generation. Marine and Petroleum Geology, 98, pp. 422–436. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2018.08.039

71. Hunt J. M. (1996). Petroleum Geochemistry and Geology. New York: W.H. Freeman, 743 p.

72. Jenden P.D., Hilton D.R., Kaplan J.R., Craig H. (1993). Abiogenic hydrocarbons and mantle helium in oil and gas fields. The Future of Energy Gases. U.S. Geological Survey Professional Paper. 1570, pp. 31–56.

73. Kenney J.F., Kutcherov V.A., Bendeliani N.A., Alexeev V.A. (2002). The evalution of multicomponent system at high pressure: VI. The thermodynamic stability of the hydrogen-carbon system: The genesis of hydrocarbon and the origin of petroleum. Proc. Natl. Acad. Sci. USA, 99(17), pp. 10976–10981. https://doi.org/10.1073/pnas.172376899

74. Kissin Y.V. (1987). Catagenesis and composition of petroleum: Origin of n-alkanes and isoalkanes in petroleum crudes. Geochim. Cosmochim. Acta, 51(9), pp. 2445–2457. https://doi.org/10.1016/0016-7037(87)90296-1

75. Kissin Y.V. (2003). Hydrocarbon components in carbonaceous meteorites. Geochim. Cosmochim. Acta, 67(9), pp. 1723–1735. https://doi.org/10.1016/S0016-7037(02)00982-1

76. Kolesnikov A.Yu., Saul J.M., Kutcherov V.G. (2017). Chemistry of hydrocarbons under extreme thermobaric conditions. Chemistry Select, 2, pp. 1336–1352. https://doi.org/10.1002/slct.201601123

77. Korzhinskii D.S. (1959). Physicochemical basis of the analysis of the paragenesis of minerals. New York: Consultants Bureau, Inc., 142 p.

78. Korzhinskii D.S. (1966). On thermodynamics of open systems and phase rule. Geochim. Cosmochim. Acta, 30, pp. 829–836. https://doi.org/10.1016/0016-7037(66)90135-9

79. Kutcherov V.G., Krayushkin V.A. (2010). Deep-seated abiogenic origin of petroleum: From geological assessment to physical theory. Rev. Geophys., 48, RG1001. https://doi.org/10.1029/2008RG000270

80. Levshounova S.P. (1991). Hydrogen in petroleum geochemistry. Terra Nova, 3, pp. 579–585. https://doi.org/10.1111/j.1365-3121.1991.tb00199.x

81. Liu Y., Huang H., Liu Q., Xu X., Cheng H., Cheng W. (2020). A reversed compositional pseudo-gradient in biodegraded oil column from Liaohe Basin, NE China. Marine and Petroleum Geology, 117, 104378. http://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104378

82. Lunine J.I., Lorenz R.D. (2009). Rivers, lakes, dunes, and rain: crustal processes in Titan’s methane cycle. Annu. Rev. Earth Planet. Sci. 37, pp. 299–320. http://doi.org/10.1146/annurev.earth.031208.100142

83. Marakushev A.A., Perchuk L.L. (1966). Physico-chemical analysis of paragenesis of minerals: A review. Geological J., 5(1), pp. 67–94. https://doi.org/10.1002/gj.3350050107

84. Marakushev A.A., Marakushev S.A. (2010). Fluid evolution of the Earth and origin of the biosphere. In: Man and the Geosphere, edited by I.V. Florinsky. New York.: Nova Science Publishers Inc., pp. 3–31

85. Marakushev S.A., Belonogova O.V. (2009) The parageneses thermodynamic analysis of chemoautotrophic СО2 fixation archaic cycle components, their stability and self-organization in hydrothermal systems. J. Theor. Biol., 257, pp. 588–597. https://doi.org/10.1016/j.jtbi.2008.11.032

86. Marakushev S.A., Belonogova O.V. (2019). Ideas and perspectives: Development of nascent autotrophic carbon fixation systems in various redox conditions of the fluid degassing on early Earth. Biogeosciences, 16, pp. 1817–1828. https://doi.org/10.5194/bg-16-1817-2019

87. Mastrogiuseppe M., Poggiali V., Hayes A.G., Lunine J. I., Seu R., Mitri G., Lorenz R. D. (2019). Deep and methane-rich lakes on Titan. Nat Astron. 3, pp. 535–542. https://doi.org/10.1038/s41550-019-0714-2

88. Matthewman R., Martins Z., Sephton M.A. (2013). Type IV kerogens as analogues for organic macromolecular materials in aqueously altered carbonaceous chondrites. Astrobiology, 13(4), pp. 324–333. http://doi.org/10.1089/ast.2012.0820

89. Mukhina E., Kolesnikov A., Kutcherov V. (2017). The lower pT limit of deep hydrocarbon synthesis by CaCO3 aqueous reduction. Scientific Reports, 7, 5749. https://doi.org/10.1038/s41598-017-06155-6

90. Pinti D.L., Marty B. (2000). Noble gases in oil and gas fields: origins and processes. Fluids and Basin Evolution. K. Kyser (ed.). Miner. Ass. Canada Short Course, pp. 160–196.

91. Porfir’ev, V. B. (1974) Inorganic origin of petroleum. AAPG Bull., 58 (1), pp. 3–33. https://doi.org/10.1306/83D9136C-16C7-11D7-8645000102C1865D

92. Potter J., Konnerup-Madsen J. (2003). A review of the occurrence and origin of abiogenic hydrocarbons in igneous rocks. In: Hydrocarbons in Crystalline Rocks (Petford N., McCaffrey K. J. W., eds) Special Publications, 214, Geological Society, London, pp. 151–173. https://doi.org/10.1144/GSL.SP.2003.214.01.10

93. Sanz-Robinson J., Sugiyama I., Williams-Jones A.E. (2020). The solubility of palladium (Pd) in crude oil at 150, 200 and 250 °C and its application to ore genesis. Chemical Geology, 531, 119320. https://doi.org/10.1016/j.chemgeo.2019.119320

94. Schreiber U., Mayer C., Schmitz O.J., Rosendahl P., Bronja A, Greule M., Keppler F., Mulder I., Sattler T., Schöler H.F.( 2017). Organic compounds in fluid inclusions of Archean quartz – Analogues of prebiotic chemistry on early Earth. PLoS ONE, 12, e0177570. https://doi.org/10.1371/journal.pone.0177570

95. Seewald J.S. (1994). Evidence for metastable equilibrium between hydrocarbons under hydrothermal conditions. Nature, 370, pp. 285–287. https://doi.org/10.1038/370285a0

96. Seewald J.S. (2001). Aqueous geochemistry of low molecular weight hydrocarbons at elevated temperature and pressure: Constrains from mineral buffered laboratory experiments. Geochim. Cosmochim. Acta, 65, pp. 1641–1664. https://doi.org/10.1016/S0016-7037(01)00544-0

97. Seitz K.W., Dombrowski N., Eme L., Spang A., Lombard J., Sieber J.R., Teske A.P., Ettema T.J.G., Baker B.J. (2019). Asgard archaea capable of anaerobic hydrocarbon cycling. Nature Commun., 10, 1822. https://doi.org/10.1038/s41467-019-09364-x

98. Sephton M.A., Hazen R.M. (2013). On the origins of deep hydrocarbons. Reviews in Mineralogy & Geochemistry, 75, pp. 449–465. https://doi.org/10.2138/rmg.2013.75.14

99. Serovaiskii A., Dubrovinky L., Kutcherov V. (2020). Stability of a petroleum-like hydrocarbon mixture at thermobaric conditions that correspond to depths of 50 km. Minerals, 10, pp. 355–362. https://doi.org/10.3390/min10040355

100. Serovaiskii A., Kutcherov V. (2020). Formation of complex hydrocarbon systems from methane at the upper mantle thermobaric conditions. Sci. Rep. 10, 4559. https://doi.org/10.1038/s41598-020-61644-5

101. Sheik C.S., Cleaves H. J., Johnson-Finn K., Giovannelli D., Kieft T.L., Papineau D., Schrenk M.O., Tumiati S. (2020). Abiotic and biotic processes that drive carboxylation and decarboxylation reactions. American Mineralogist., 105(5), pp. 609–615. https://doi.org/10.2138/am-2020-7166CCBYNCND

102. Skvortsov V.A. (2020). Assessment of the oil and gas potential of the basement of the southern part of the siberian platform and deep-seated oil exploration. Dokl. Earth Sci., 492, pp. 302–305. https://doi.org/10.1134/S1028334X20050220

103. Sokol A.G., Tomilenko A. A., Bul’bak T.A., Sokol I. A., Zaikin P.A., Palyanova G.A., Palyanov Y.N. (2019). Hydrogenation of carbon at 5.5–7.8 GPa and 1100–1400 °C: Implications to formation of hydrocarbons in reduced mantles of terrestrial planets. Phys. Earth Planet. Inter., 291, pp. 12–23. https://doi.org/10.1016/j.pepi.2019.04.002

104. Sokol A.G., Tomilenko A.A., Sokol I.A., Zaikin P.A,. Bul’bak T.A. (2020). Formation of hydrocarbons in the presence of native iron under upper mantle conditions: experimental constraints. Minerals, 10(2), 88. https://doi.org/10.3390/min10020088

105. Tao R., Zhang L., Tian M., Zhu J., Liu X., Liu J., Höfer H.E., Stagno V., Fei Y. (2018). Formation of abiotic hydrocarbon from reduction of carbonate in subduction zones: Constraints from petrological observation and experimental simulation. Geochim. Cosmochim. Acta, 239, pp. 390–408. https://doi.org/10.1016/j.gca.2018.08.008, 2018

106. Tissot B. (2003). Preliminary data on the mechanisms and kinetics of the formation of petroleum in sediments. Computer simulation of a reaction flowsheet. Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, 58(2), pp. 183–202. https://doi.org/10.2516/ogst:2003013

107. Tissot B.P., Welte D.H. (2013). Petroleum formation and occurrence. Berlin Heidelberg: Springer-Verlag, 700 p. https://doi.org/10.1007/978-3-642-87813-8

108. Touret J.L.R.(2003) Remnants of early Archaean hydrothermal methane and brines in pillow-breccia from the Isua-Greenstone Belt, West Greenland. Precambrian Res., 126, pp. 219–233. https://doi.org/10.1016/S0301-9268(03)00096-2

109. Vandenbroucke M., Largeau C. (2007). Kerogen origin, evolution and structure. Organic Geochemistry, 38, pp. 719–833. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2007.01.001

110. Zou C.N., Yang Z., Tao S.Z., Yuan X.J., Zhu R.K., Hou L.H., Wu S.T., Sun L., Zhang G.S., Bai B., Wang, L., Gao X.H., Pang, Z.L. (2013). Continuous hydrocarbon accumulation over a large area as a distinguishing characteristic of unconventional petroleum: The Ordos Basin, North-Central China. Earth-Science Reviews, 126, pp. 358–369. http://dx.doi.org/10.1016/j.earscirev.2013.08.006