Идентификация очага низкотемпературной генерации углеводородов на южной периферии Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна

Проведены комплексные литолого-геохимические исследования керна трех скважин, расположенных в пределах южной периферии Западно-сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ) в северной части омской области, которые позволили выделить и впервые детально охарактеризовать основные нефтегазоматеринские породы района, а также оценить объемы генерации углеводородов (УВ). В качестве источников УВ в районе исследований были определены высокоуглеродистые кремнистые аргиллиты баженовской свиты, по типу вещества отличающиеся от баженовской свиты Широтного Приобья, а также угли и углистые аргиллиты васюганской и тюменской свит. Детальный анализ разреза показал, что генерационный потенциал баженовской свиты обусловлен наличием керогена II/IIS типа, характеризующегося ранней генерацией и более высоким исходным водородным индексом. Показано, что нефтяной потенциал углей и углистых аргиллитов васюганской и тюменской свит связан с высоким содержанием липтинитовых мацералов. Детальные исследования изотопного состава экстрактов генерирующих и аккумулирующих интервалов в разрезе, а также УВ газа месторождения подтверждают, что флюиды образованы из морского органического вещества баженовской свиты и углистого вещества васюганской и тюменской свит и их смеси. Полученные результаты доказывают присутствие очага низкотемпературной генерации УВ в исследуемом районе, что открывает новые перспективы для поиска и разведки нефтегазовых месторождений и обосновывает необходимость проведения 3D бассейнового моделирования для переоценки объемов УВ и их локализации в пределах отдельных участков южной периферии Западно-сибирского НГБ.

1. Алексеев Е.Я., Бочкарев В.С., Брадучан Ю.В., Волков А.М., Горски А.Т., Зырянов Л.Н., Кулахметов Н.Х., Куликов П.К., Лебедев И.В., Нестеров И.И., Подсосова Л.Л., Прозорович Г.Е., Рудкевич М.Я., Ростовцев Н.Н., Рудкеич М.Я., Рылков А. В. Сидоренков А.И., Смирнов В.Г., Соболовский В.В., Соколовский А.П., Ставицкий Б.П., Стерлин Д.Я., Сторожев А.Д., Тихомиров Ю.П., Ушатинский И.Н., Федорцов В.К., Шпильман В.И., Шпильман А.К., Ясович Г.С. (1976). Атлас и объяснительная записка к атласу литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5000000. Труды ЗапСибНИГНИ, 93, 85 c.

2. Бабушкин, Л.А., Воронов, В.Н., Зылева, Л.И., Козлов, Е.П., Коркунов, К.В., Провоторова, Н.А., Соколова, А.В., Соколовский, А.П., Черепанов, Ю.П. (2009). Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1 000 000 (третье поколение). Серия Западно-Сибирская. Лист O-42 – Тобольск. Объяснительная записка. СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ (Минприроды России, Роснедра, ФГУП «ВСЕГЕИ», ООО «Геотэкс»), 300 c.

3. Вышемирский, В.С. (1993). Изотопный состав азота нефтей Западной Сибири, Сериальное издание: Геология и геофизика, 34(4), с. 45–49.

4. Гончаров, И.В., Носова, С.В., Самойленко, В.В. (2003). Генетические типы нефтей Томской области. V международная конференция. Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, c. 10–13.

5. Гончаров, И.В., Веклич, М.А., Мильков, А.В., Самойленко, В.В., Обласов, Н.В., Фадеева, С.В., Жердева, А.В. (2016а). Изотопный состав углерода и водорода флюидов Тевризского газоконденсатного месторождения, XXI симпозиум по геохимии изотопов имени адемика А.П. Виноградова, с. 184–187.

6. Гончаров, И.В., Самойленко, В.В., Веклич, М.А., Бахтина, Е.С., Жердева, А.В. (2016b). Изотопный состав углерода экстрактов из пород баженовской свиты различного катагенеза, XXI симпозиум по геохимии изотопов имени адемика А.П. Виноградова, c. 187–190.

7. Гончаров, И.В., Фадеева, С.В., Самойленко, В.В., Обласов, Н.В., Веклич, М.А. (2016c). Аномальный изотопный состав углерода экстрактов из пород нижнеюрских отложений Кулгинского и Арчинского месторождений Томской области, XXI симпозиум по геохимии изотопов имени адемика А.П. Виноградова, с. 191–194.

8. Гончаров И.В., Веклич М.А., Обласов Н.В., Самойленко В.В., Фадеева С.В., Кашапов Р.С., Жердева А.В., Смирнова Н.А. (2023). Природа углеводородных флюидов месторождений севера Западной Сибири (геохимический аспект), Геохимия, 68(2), с. 115–138. https://doi.org/10.31857/S0016752523020048

9. Гурари, Ф.Г. (1996) Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция - открытие века. Новосибирск: Новосибирск: СНИИГГиМС, 144 с.

10. Елишева О.В. (2008). Геология и нефтегазоносность келловей-оксфордских отложений Омского Прииртышья. Новосибирск: Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, 160 с.

11. Захаров, В.А., Сакс, В.Н. (1983). Баженовское (волжско-берриасское) море Западной Сибири. В книге: Палеобиогеография и биостратиграфия юры и мела Сибири. М.: Наука, 528, с. 5–32.

12. Зылева, Л.И., Коркунов, К.В., Козырев, В.Е., Пестова, Л.Е., Калашникова, О.С., Макарова, А.Н., Монтонен, Е.В., Новикова, Л.П. (2017). Государственная геологическая карта Российской Федерации масштаба 1 : 1 000 000. Третье поколение. Серия Западно-Сибирская. Лист О-43 – Тара. Объяснительная записка. СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 235 c.

13. Калачева Д.Ю., Санникова И.А., Морозов Н.В. (2023). Нефтегазоматеринские породы ранне-среднеюрского возраста центральной части Западной Сибири и их вклад в формирование нефтегазоносности юрско-мелового комплекса. Георесурсы, 25(4), c. 29–41. https://doi.org/10.18599/grs.2023.4.2

14. Карта прогноза нефти и газа: O-43 (Тара). (2017). Государственная геологическая карта Российской Федерации. Третье поколение. Карта прогноза на нефть и газ. Западно-Сибирская серия, масштаб: 1:1000000 , серия: Западно-Сибирская, составлена: ООО Геотэкс, ФГБУ “ВСЕГЕИ”, 1 лист.

15. Конторович, А.Э., Богородская, Л.И., Голышев, С.И. (1985). Распределение стабильных изотопов углерода в седикахитах различной генетической природы, Геология и геофизика, (7), с. 3–11.

16. Конторович, А.Э., Верховская, Н.А., Тимошина, И.Д., Фомичев, А.С. (1986). Изотопный состав углерода рассеянного органического вещества и битумоидов и некоторые спорные вопросы теории образования нефти, Геология и геофизика, (5), с. 3–13.

17. Конторович, А.Э., Ильина, В.И., Москвин, В.И., Андрусевич, В.Е., Борисова, Л.С., Данилова, В.П., Казанский, Ю.П., Меленевский, В.Н., Солотчина, Э.П., Шурыгин, Б.Н. (1995). Опорный разрез и нефтегенерационный потенциал отложений нижней юры Нюрольского осадочного суббассейна. Геология и геофизика, 36(6), с. 110–126.

18. Конторович А.Э., Моисеев С.А. (2000). Разработка программы геологоразведочных работ на 2001–2005 годы с количественной и качественной оценкой перспектив нефтегазоносности палеозойских и мезозойских отложений Омской области. Новосибирск, 257 с.

19. Конторович, А.Э., Стасова, О.Ф. (1977). Геохимия юрских и палеозойских нефтей юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты, Проблемы геологии и нефтегазоносности доюрских отложений ЗападноСибирской плиты. Тр. СНИИГГиМС, (255), с. 46–62.

20. Костырева, Е.А., Москвин, В.И., Ян, П.А. (2014). Геохимия органического вещества и нефтегенерационный потенциалнижнеюрской тогурской свиты (юго-восток Западной Сибири), Нефтегазовая геология. Теория и практика, 9(1), с. 1–25.

21. Костырева Е.А., Сотнич И.С. (2017). Геохимия органического вещества баженовской свиты севера Хантейской антеклизы. Геология и геофизика, (3), с. 533–543. https://doi.org/10.15372/GiG20170316

22. Лобова Г.А. (2008). Очаги генерации тогурских нефтей центральной части Югорского свода (Западная Сибирь). Ученые записки Казанского государственного университета, 150(3), с. 169–182.

23. Лунёва Т.Е. (2019). Геотермический режим и реализация генерационного потенциала нефтематеринской тогурской свиты (северо-запад Томской области). Нефтегазовая геология. Теория и практика, 14(2), с. 1–23. https://doi.org/10.17353/2070-5379/11_2019

24. Марунова Д.А., Пронина Н.В., Калмыков А.Г., Иванова Д.А., Савостин Г.Г., Вайтехович А.П., Калмыков Г.А. (2023). Эволюция биокластов при катагенезе в породах баженовского горизонта на территории фроловской нефтегазоносной области. Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. (5), с. 87–95. https://doi.org/10.55959/MSU0579-9406-4-2023-63-5-87-95

25. Обласов, Н.В. (2010). Геохимия углистого органического вещества и его роль в формировании месторождений нефти и газа на территории Томской области, 157 с.

26. Оксенойд, Е.Е., Волков, В.А., Олейник, Е.В., Мясникова, Г.П. (2017). Типы керогена баженовской свиты по данным пиролиза и их сопоставление с параметрами нефтей. Известия вузов. Нефть и газ, (5), с. 34–43.

27. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. (2004). Под ред.: Ю. Е. Батурин, В. С. Бочкарев, Ю. В. Брадучан, Ф. Г. Гурари, О. С. Дзюба, В. И. Ильина, Ю. Н. Карогодин, В. И. Краснов, Н. Х. Кулахметов, С. В. Меледина, Н. К. Могучева, Г. П. Мясникова, А. А. Нежданов, Б. Л. Никитенко, В. М. Подобина, Л. В. Ровнина, В. В. Сапьяник, А. В. Шпильман, Б. Н. Шурыгин, Новосибирск: СНИИГГиМС, 148 с.

28. Скоробогатов В.А., Давыдова Е.С., Кананыхина О.Г. (2017). Нефтеносность Западно-Сибирской мегапровинции. Вести газовой науки: научно-технический сборник, 3(31), с. 13–28.

29. Соромотин А.М., Солодовников А.Ю. (2019). Экологическое состояние Уватской группы лицензионных участков. Нефтяное хозяйство, (2), с. 100–104. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-2-100-104

30. Спасенных М.Ю., Широкова В.В., Ильменский А.С., Козлова Е.В., Булатов Т.Д., Гончарова А.В., Леушина Е.А. (2024). Исследование кинетики термического преобразования органического вещества нефтегазоматеринских пород: обзор методов и экспериментальные результаты. Георесурсы, 26(4), с. 3–19. https://doi.org/10.18599/grs.2024.4.2

31. Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты масштаба 1:2 000 000. (1998). Ред. В.И. Шпильман, Н.И. Змановский, Л.Л. Подсосова, Тюмень: НАЦ РН ХМАО, 1 с.

32. Топчий М.С., Пронина Н.В., Калмыков А.Г., Калмыков Г.А., Фомина М.М., Карпов Ю.А., Козлова Е.В., Фадеева Н.П. (2019). Распределение органического вещества в породах баженовской высокоуглеродистой формации. Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология, (2), с. 46–56. https://doi.org/10.33623/0579-9406-2019-2-46-56.

33. Шацкий С.Б., Даргевич В.А., Генералов П.П., Кулькова И.А., Мартынов В.А., Никитин, В.Н., Подобина В.М. (1996). Регион XXII. Западная Сибирь. В книге: Геологические и биотические события позднего эоцена раннего олигоцена. Часть I. Москва: ГЕОС, с. 225–236.

34. Abdel-Fattah M.I., Reda M., Fathy M., Saadawi D.A., Alshehri F., Ahmed M.S. (2024). Oil-source correlation and Paleozoic source rock analysis in the Siwa Basin, Western Desert: Insights from well-logs, Rock-Eval pyrolysis, and biomarker data. Energy Geoscience, 5(3), 100298. https://doi.org/10.1016/j.engeos.2024.100298

35. Badejo S.A., Fraser A.J., Neumaier M., Muxworthy A.R., Perkins J.R. (2021). 3D petroleum systems modelling as an exploration tool in mature basins: A study from the Central North Sea UK. Marine and Petroleum Geology, 133, 105271. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2021.105271

36. Bulatov, T., Kozlova, E., Leushina, E., Panchenko, I., Pronina, N., Voropaev, A., Morozov, N. and Spasennykh, M. (2021). Alginite-Rich Layers in the Bazhenov Deposits of Western Siberia. Geosciences, 11(6), p. 252. https://doi.org/10.3390/geosciences11060252

37. Carr A.D. (2000). Supression and retardation of vitrinite reflectance, part 1. Formation and significance for hydrocarbon generation. Journal of Petroleum Geology, 23(3), pp. 313–343. https://doi.org/10.1111/j.1747-5457.2000.tb01022.x

38. Chen Y., Caro L.D., Mastalerz M., Schimmelmann,A., Blandón A. (2012). Mapping the chemistry of resinite, funginite and associated vitrinite in coal with micro-FTIR, Journal of Microscopy, 249(1), pp. 69–81. https://doi.org/10.1111/j.1365-2818.2012.03685.x

39. Chen, Z., Wang, L., Yang, G., Zhang, B., Ying, D., Yuan, B., Pei, S. and Li, W. (2020). Geological structures and potential petroleum exploration areas in the southwestern Sichuan fold-thrust belt, SW China, Petroleum Exploration and Development, 47(4), pp. 699–713. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(20)60086-6

40. Dehao F., Chenglin L., Wenli J., Xuan G., Pei L., Bin L., Yongjun L., Wei, Z. (2020). Oil and gas resource assessment of basins with low levels of exploration on the periphery of the Junggar Basin and identification of exploration targets. China Petroleum Exploration, 25(6), pp. 26–38. https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-7703.2020.06.003

41. Espitalié J. (1986). Use of Tmax as a maturation index for different types of organic matter. Comparison with vitrinite reflectance, thermal modelling in sedimentary basins. Editions Technip Paris, pp. 475–496.

42. Espitalie J., Madec M., Tissot B., Mennig J.J., Leplat P. (1977). Source Rock Characterization Method for Petroleum Exploration. Offshore Technology Conference, pp. 439–448. https://doi.org/10.4043/2935-MS

43. French K.L., Birdwell J.E., Lewan M.D. (2020). Trends in thermal maturity indicators for the organic sulfur-rich Eagle Ford Shale. Marine and Petroleum Geology, 118(3). https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104459

44. Goffey G., Attree M., Curtis P., Goodfellow F., Lynch J., Mackertich D., Orife T., Tyrrell, W. (2018). New exploration discoveries in a mature basin: offshore Denmark. Geological Society, London, Petroleum Geology Conference Series, 8(1), pp. 287–306. https://doi.org/10.1144/PGC8.1.

45. Hasiah A.W. (1997). Evidence of early generation of liquid hydrocarbon from suberinite as visible under the microscope. Organic Geochemistry, 27(7–8), pp. 591–596. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(97)00085-5

46. Hedberg H.D. (1968). Significance of High-Wax Oils with Respect to Genesis of Petroleum. AAPG Bulletin, 52(5), pp. 736–750. https://doi.org/10.1306/5D25C45B-16C1-11D7-8645000102C1865D

47. Hunt J.M. (1991). Generation of gas and oil from coal and other terrestrial organic matter. Organic Geochemistry, 17(6), pp. 673–680. https://doi.org/10.1016/0146-6380(91)90011-8

48. Methods for the Petrographic Analysis of Coals—Part 3: Method of Determining Maceral Group Composition ISO 7404-3. (2009). Switzerland.

49. Jarvie D.M. (2012). Shale Resource Systems for Oil and Gas. Part 1— Shale-gas Resource Systems. In Shale Reservoirs—Giant Resources for the 21st Century. American Association of Petroleum Geologists, pp. 69–87. https://doi.org/10.1306/13321446M973489

50. Jarvie D.M. (2014). Components and processes affecting producibility and commerciality of shale resource systems. Geologica Acta, 12, pp. 307–325. https://doi.org/10.1344/GEOLOGICAACTA2014.12.4.3

51. Jarvie D.M., Lundell L.L. (2001). Kerogen Type and Thermal Transformation of Organic Matter in the Miocene Monterey Formation. In C.M. Isaacs and J. Rullkötter (eds) The Monterey Formation: From Rocks to Molecules. Columbia University Press, New York, pp. 269–295.

52. Karamov T., Leushina E., Kozlova E., Spasennykh M. (2023). Broad Ion Beam–Scanning Electron Microscopy Characterization of Organic Porosity Evolution During Thermal Treatment of Bazhenov Shale Sample. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 26(01), pp. 64–74. https://doi.org/10.2118/210599-PA

53. Khorasani G.K., Michelsen J.K. (1991). Geological and laboratory evidence for early generation of large amounts of liquid hydrocarbons from suberinite and subereous components. Organic Geochemistry, 17(6), pp. 849–863. https://doi.org/10.1016/0146-6380(91)90025-F

54. Killops S.D., Funnell R.H., Suggate R.P., Sykes R., Peters K.E., Walters C., Woolhouse A.D., Weston R.J., Boudou J.-P. (1998). Predicting generation and expulsion of paraffinic oil from vitrinite-rich coals. Organic Geochemistry, 29(1–3), pp. 1–21. https://doi.org/10.1016/S0146-6380(98)00087-4

55. Kontorovich, A.E., Bogorodskaya, L.I., Borisova, L.S., Burshtein, L.M., Ismagilov, Z.R., Efimova, O.S., Kostyreva, E.A., Lemina, N.M., Ryzhkova, S. V., Sozinov, S.A., Fomin, A.N. and Livshits, V.R. (2019). Geochemistry and catagenetic transformation of kerogen from the bazhenov horizon, Geochemistry, 64(6), pp. 585–593. https://doi.org/10.31857/S0016-7525646585-593

56. Kontorovich A.E., Moskvin V.I., Bostrikov O.I., Danilova V.P., Fomin A.N., Fomichev A.S., Kostyreva E.A., Melenevsky V.N. (1997). Main oil source formations of the West Siberian Basin. Petroleum Geoscience, 3(4), pp. 343–358. https://doi.org/10.1144/petgeo.3.4.343

57. Leushina E., Bulatov T., Kozlova E., Panchenko I., Voropaev A., Karamov T., Yermakov Y., Bogdanovich N., Spasennykh M. (2021a). Upper Jurassic–Lower Cretaceous Source Rocks in the North of Western Siberia: Comprehensive Geochemical Characterization and Reconstruction of Paleo-Sedimentation Conditions. Geosciences, 11(8), p. 320. https://doi.org/10.3390/geosciences11080320

58. Leushina E., Mikhaylova P., Kozlova E., Polyakov V., Morozov N., Spasennykh M. (2021b). The effect of organic matter maturity on kinetics and product distribution during kerogen thermal decomposition: the Bazhenov Formation case study. Journal of Petroleum Science and Engineering, 204, 108751. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108751

59. Lewan M.D., Kotarba M.J., Curtis J.B., Wiecław D., Kosakowski P. (2006). Oil-generation kinetics for organic facies with Type-II and -IIS kerogen in the Menilite Shales of the Polish Carpathians. Geochimica et Cosmochimica Acta, 70(13), pp. 3351–3368. https://doi.org/10.1016/j.gca.2006.04.024

60. Li S., Shao L., Liu J., Qin L., Kang S., Eriksson K.A., Chen X., Yu Z., Liu J. (2022). Oil generation model of the liptinite-rich coals: Palaeogene in the Xihu Sag, East China Sea Shelf Basin. Journal of Petroleum Science and Engineering, 209, 109844. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109844

61. Lin H.-M., Liu H., Wang X.-D., Qiu X.-W., Ju Y.-T., Meng J., Li L. (2022). Basin-filling processes and hydrocarbon source rock prediction of lowexploration degree areas in rift lacustrine basins: a case from the Wenchang Formation in low-exploration degree areas, northern Zhu I Depression, Pearl River Mouth Basin, E China. Journal of Palaeogeography, 11(2), pp. 286–313. https://doi.org/10.1016/j.jop.2022.03.002

62. Lister C.J., Atkinson E.A., Dewing K.E., King H.M., Kung L.E., Hadlari T. (2022). High Arctic basins petroleum potential, northern Canada. Geological Survey of Canada, Open File, 8897, 88 p. https://doi.org/10.4095/330203

63. Maglevannaia P.S., Kozlova E.V., Spasennykh M.Y. (2019). Analysis of Geochemical Trends for the Bazhenov Oil Shale Formation Based on Pyrolysis Data. In 29th International Meeting on Organic Geochemistry. European Association of Geoscientists & Engineers, pp. 1–2. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201902830

64. Magoon L.B., Dow W.G. (1994). The Petroleum System—From Source to Trap. AAPG Memoir. American Association of Petroleum Geologists, 655 p. https://doi.org/10.1306/M60585

65. Muammar R., Minarwan M. (2024). Changing Paradigm and Leveraging Information from Proven Plays: Discoveries in New Play and Overlooked Exploration Potential in the West Natuna Basin. EAGE/AAPG Workshop on New Discoveries in Mature Basins. European Association of Geoscientists & Engineers, pp. 1–4. https://doi.org/10.3997/2214-4609.202471010

66. Norgate C.M., Boreham C.J., Kamp P.J.J., Newman J. (1997). Relationships between hydrocarbon generation, coal type and rank for Middle Eocene coals, Buller Coalfield, New Zealand. Journal of Petroleum Geology, 20(4), pp. 427–458. https://doi.org/10.1111/j.1747-5457.1997.tb00925.x

67. Orr W.L. (1986). Kerogen/asphaltene/sulfur relationships in sulfurrich Monterey oils, Organic Geochemistry, pp. 499–516. https://doi.org/10.1016/0146-6380(86)90049-5

68. Pepper A.S. (1991). Estimating the petroleum expulsion behaviour of source rocks: a novel quantitative approach. Geological Society, London, Special Publications, 59(1), pp. 9–31. https://doi.org/10.1144/GSL.SP.1991.059.01.02

69. Pepper A.S., Corvi P.J. (1995). Simple kinetic models of petroleum formation. Part III: Modelling an open system. Marine and Petroleum Geology, 12(4), pp. 417–452. https://doi.org/10.1016/0264-8172(95)96904-5

70. Peters, K.E. (1986). Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis, AAPG Bulletin, 73(3), pp. 318–329.

71. Peters, K.E., Kontorovich, A.E., Huizinga, B.J., Moldowan, J.M. and Lee, C.Y. (1994). Multiple Oil Families in the West Siberian Basin, AAPG Bulletin, 78(6), pp. 893–909. https://doi.org/10.1306/A25FE3DD-171B-11D7-8645000102C1865D

72. Petersen H.I. (2005). Oil generation from coal source rocks: the influence of depositional conditions and stratigraphic age. Geological Survey of Denmark and Greenland Bulletin, 7, pp. 9–12. https://doi.org/10.34194/geusb.v7.4822

73. Philp R.P., Mansuy L. (1997). Petroleum Geochemistry: Concepts, Applications, and Results. Energy & Fuels, 11(4), pp. 749–760. https://doi.org/10.1021/ef960174v

74. Pickel W., Kus J., Flores D., Kalaitzidis S., Christanis K., Cardott B.J., Misz-Kennan M., Rodrigues S., Hentschel A., Hamor-Vido M., Crosdale P., Wagner N. (2017). Classification of liptinite – ICCP System 1994. International Journal of Coal Geology, 169, pp. 40–61. https://doi.org/10.1016/j.coal.2016.11.004

75. Prishchepa O., Borovikov I., Grokhotov E. (2021). Oil and gas content of the understudied part in the northwest of the Timan-Pechora oil and gas province according to the results of basin modeling. Journal of Mining Institute, 247, pp. 66–81. https://doi.org/10.31897/PMI.2021.1.8

76. Romero-Sarmiento M.-F., Euzen T., Rohais S., Jiang C., Littke R. (2016). Artificial thermal maturation of source rocks at different thermal maturity levels: Application to the Triassic Montney and Doig formations in the Western Canada Sedimentary Basin. Organic Geochemistry, 97, pp. 148–162. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2016.05.002

77. Rosenberg Y.O., Reznik I.J. (2021). Evaluating transformation of marine kerogens from Rock-Eval measurements: A. Derivation of a scaled thermal maturation path from laboratory maturation data. Organic Geochemistry, 162, 104305. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2021.104305

78. Scott J. (1992). Accurate recognition of source rock character in the Jurassic of the North West Shelf, Western Australia. The APPEA Journal, 32(1), pp. 279–289. https://doi.org/10.1071/AJ91023

79. Snowdon L.R. (1991). Oil from Type III organic matter: resinite revisited. Organic Geochemistry, 17(6), pp. 743–747. https://doi.org/10.1016/0146-6380(91)90018-F

80. Snowdon L.R., Powell T.G. (1982). Immature Oil and CondensateModification of Hydrocarbon Generation Model for Terrestrial Organic Matter. AAPG Bulletin, 66(6), pp. 775–788. https://doi.org/10.1306/03B5A313-16D1-11D7-8645000102C1865D

81. Spasennykh M., Maglevannaia P., Kozlova E., Bulatov T., Leushina E., Morozov N. (2021). Geochemical Trends Reflecting Hydrocarbon Generation, Migration and Accumulation in Unconventional Reservoirs Based on Pyrolysis Data (on the Example of the Bazhenov Formation). Geosciences, 11(8), p. 307. https://doi.org/10.3390/geosciences11080307

82. Teichmuller M., Durand B. (1983). Fluorescence microscopical rank studies on liptinites and vitrinites in peat, coals, and comparison with results of Rock-Eval pyrolysis. Int. J. Coal. Geol., 2(3), pp. 197–230.

83. The new inertinite classification (ICCP System 1994). (2001). Fuel, 80(4), pp. 459–471. https://doi.org/10.1016/S0016-2361(00)00102-2

84. Tissot B.P., Welte D.H. (1978). Petroleum Formation and Occurrence. Berlin, Heidelberg: Springer Berlin Heidelberg, 720 p. https://doi.org/10.1007/978-3-642-96446-6

85. Vyssotski A.V., Vyssotski V.N., Nezhdanov A.A. (2006). Evolution of the West Siberian Basin. Marine and Petroleum Geology, 23(1), pp. 93–126. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2005.03.002

86. Wang T.G. (1993). Biomarker assemblages of resin-genetic immature source rocks and their geological significance. Sci. China (Ser B), 36(6), pp. 740–750.

87. Wang Y., Chen J., Pang X., Zhang T., Zhu X., Liu K. (2022). Hydrocarbon generation and expulsion of tertiary coaly source rocks and hydrocarbon accumulation in the Xihu Sag of the East China Sea Shelf Basin, China. Journal of Asian Earth Sciences, 229, 105170. https://doi.org/10.1016/j.jseaes.2022.105170

88. Whiticar M.J. (1999). Carbon and hydrogen isotope systematics of bacterial formation and oxidation of methane. Chemical Geology, 161(1–3), pp. 291–314. https://doi.org/10.1016/S0009-2541(99)00092-3

89. Wilkins R.W.T., George S.C. (2002). Coal as a source rock for oil: a review. International Journal of Coal Geology, 50(1–4), pp. 317–361. https://doi.org/10.1016/S0166-5162(02)00134-9

90. Yang S., Horsfield B. (2020). Critical review of the uncertainty of Tmax in revealing the thermal maturity of organic matter in sedimentary rocks. International Journal of Coal Geology, 225(103500). https://doi.org/10.1016/j.coal.2020.103500

91. Yuan, Y., Tang, Y., Tong, L., Cao, D., Wei, Y. and Bi, C. (2024). Porosity Characteristics of Coal Seams and the Control Mechanisms of Coal Petrology in the Xishanyao Formation in the Western Part of the Southern Junggar Basin, Minerals, 14(6), p. 543. https://doi.org/10.3390/min14060543

92. Yurchenko A., Voropaev A., Kozlova E., Morozov N. and Spasennykh M. (2021). Application of the Data on δ13C and δ18O of Carbonates for the Study of Unconventional Reservoirs on the Example of the Bazhenov Source Rocks, Western Siberia, Russia, Geosciences, 11(7), p. 264. https://doi.org/10.3390/geosciences11070264

93. Zhang G., Yang Y., Liu T., Xu Y., Chang X., Qu Y., Shi B., Yang B., Song T. (2024a). Hydrocarbon Source Rock Evaluation of the Lucaogou Shale in the Periphery of Bogeda Mountain (SE Junggar Basin, China) and Its Implications for Shale Oil Exploration: Insights from Organic Geochemistry, Petrology, and Kinetics Pyrolysis. Processes, 12(2), p. 356. https://doi.org/10.3390/pr12020356

94. Zhang J., Lin W., Li M., Wang, J., Xiao X., Li Y. and Zhang X. (2023). Evolution Mechanism of Microscopic Pore System in Coal-Bearing Marine– Continental Transitional Shale with Increasing Maturation, Minerals, 13, p. 1482. https://doi.org/https://doi.org/10.3390/min13121482

95. Zhang T., Jiang S., Van der Land C. (2024b). Organic matter enrichment in basin periphery: A case study of Wufeng-Longmaxi shale, Marcellus shale, and Ohio shale. Sedimentary Geology, 468, 106668. https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2024.106668

96. Zuber S., Hashikin N., Yusof M., Fahmi M., Hashim R., Abdul Aziz M. (2021). Effective Atomic Number based on Energy Dispersive X-Ray (EDX) Analysis and Carbon Hydrogen Nitrogen (CHN) Analysis for Phantom Material in Medical Physics Applications. Malaysian Journal of Medicine and Health Sciences, 17, pp. 116–121.