Approaches to Reconstructing the Original Characteristics of Source Rocks
https://doi.org/10.55959/MSU0579-9406-4-2026-65-2-47-57
Abstract
To predict the petroleum potential of a given object (petroleum basin or region), a geological and geochemical approach is used. This approach takes into account the properties of the source rocks, specifically their organic matter, its potential and content. The content and characteristics of organic matter directly influence the amount of hydrocarbon fluids expected in a given basin (according to the sedimentary-migration theory of oil and gas origin). This article examines methods for reconstructing the initial generation potential and concentrations of organic matter in source rocks when the researcher does not have immature samples. The most commonly used approaches in the Russian organic geochemistry community are presented. Source rocks examples are used to demonstrate whether there is a significant difference in the results obtained by different methods.
About the Authors
M. A. Bolshakova
Lomonosov Moscow State University
Russian Federation
Russian Federation
Maria A. Bolshakova
Moscow
G. A. Shevchenko
Lomonosov Moscow State University
Russian Federation
Russian Federation
Gleb A. Shevchenko
Moscow
M. T. Delengov
Lomonosov Moscow State University
Russian Federation
Russian Federation
Mikhail T. Delengov
Moscow
References
1. Баженова Т.К. Основы региональной органической геохимии. М.: ГЕОС, 2020. 120 с.
2. Ван-Кревелен Д. В., Шуер Ж. Наука об угле. М., 1960. 303 с.
3. Вассоевич Н.Б., Неручев С.Г., Конторович А.Э. и др. Моделирование процессов катагенеза органического вещества и нефтегазообразования. Л.: Недра, 1984. 140 с.
4. Генерация углеводородов в процессе литогенеза пород // Труды института геологии и геофизики / Отв. ред. А.А. Трофимук, С.Г. Неручев. Новосибирск: Наука, 1976. 202 с.
5. Деленгов М.Т., Фадеева Н.П., Большакова М.А., Козлова Е.В. Об изменении органического вещества осадочных горных пород в гипергенезе // Георесурсы. 2022. Т. 24, № 2. С. 36–46.
6. Зубков М.Ю. Комплексирование результатов пиролитических исследований и метода материального баланса с целью оценки нефтегенерационных свойств разновозрастных отложений // Успехи органической геохимии: Материалы 2-й Всерос. науч. конф. с участием иностранных ученых, посвященной 120-летию со дня рождения чл.-корр. АН СССР Н.Б. Вассоевича и 95-летию со дня рождения засл. геолога РСФСР, проф. С.Г. Неручева. Новосибирск, 2022. С. 91–94.
7. Неручев С.Г., Смирнов С.В.Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации и формирования месторождений нефти и газа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2007. № 2.
8. Справочник по геохимии нефти и газа / Ред. С.Г. Неручев. СПб.: Недра, 1998. 576 с.
9. Ступакова А.В., Большакова М.А., Суслова А.А. и др. Нефтегазоматеринские толщи Баренцево-Карского шельфа: область распространения и свойства // Георесурсы. 2021. Т. 23, № 2. С. 6–25.
10. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981. 502 с.
11. Фадеева Н.П., Морозов Н.В., Бакай Е.А., Фролов С.В. Геохимические предпосылки нефтегазоносности Березовской впадины (Восточная Сибирь) // Георесурсы. 2021. Т. 23, № 2. С. 44–55.
12. Bai Y., Liu Z., George S.C., Meng J. A comparative study of different quality oil shales developed in the middle Jurassic Shimengou formation, Yuqia Area, Northern Qaidam Basin, China. Energies. 2022. Vol. 15, N 3. P. 1231.
13. Du T., Wang Y., Qu Y., et al. Evaluation of Late Paleozoic Over-High Maturity Source Rocks in the Erlian Basin and Its Adjacent Areas // Geochemistry International. 2023. Vol. 61. P. 1413–1425.
14. Durand B. Kerogen: Insoluble Organic Matter from Sedimentary Rocks. Paris: Editions Technip, 1980. 519 p.
15. Espitalié J., Burrus J. Use of Tmax as a maturation index for different types of organic matter. Comparison with vitrinite reflectance. Thermal modelling in sedimentary basins. Paris: Editions Technip, 1986. P. 475–496.
16. Jarvie D.M. Shale resource systems for oil and gas: Part 1 — Shale-gas resource systems / Ed.J.A. Breyer. Shale reservoirs // Giant resources for the 21st century: AAPG Memoir. 2012. Vol. 97. P. 69–87.
17. Li C., Pang X., Huo Z., et al. A revised method for reconstructing the hydrocarbon generation and expulsion history and evaluating the hydrocarbon resource potential: Example from the first member of the Qingshankou Formation in the Northern Songliao Basin, Northeast China // Marine and Petroleum Geology. 2020. Vol. 121, 104577. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104577.
18. Lu S.F., Xue H.T., Zhong N.N. Simulating calculation of the variations of organic matter abundance and hydrocarbon-generating potential during geological processes // Geological Review. 2003. Vol. 49, N 3. P. 292–297. Norwegian Offshore Directorate. URL: https://factpages.sodir.no (дата обращения: 25.11.2025).
19. Pepper A.S., Corvi P.J. Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas generation from kerogen // Marine and petroleum geology. 1995. Vol. 12, N 3. P. 291–319.
20. Peters K.E., Cassa M.R. Applied source rock geochemistry. The Petroleum System — From Source to Trap / Eds. L.B. Magoon, W.G. Dow // American Association of Petroleum Geologists Memoir. 1994. Vol. 60. P. 93–117.
21. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. Geochemical screening, The Biomarker Guide: Vol. 1, Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History. Cambridge: Cambridge University Press, 2005.
22. Wang Q., Li Y., Sanei H., et al. Restoration of buried organic carbon for catagenesis-affected rocks using Rock-Eval thermal analysis: Assumptions, performance, and uncertainty analysis // Earth-Science Reviews. 2025. Vol. 267. P. 105155.
Review
For citations:
Bolshakova M.A., Shevchenko G.A., Delengov M.T. Approaches to Reconstructing the Original Characteristics of Source Rocks. Moscow University Bulletin. Series 4. Geology. 2026;65(2):47-57. (In Russ.) https://doi.org/10.55959/MSU0579-9406-4-2026-65-2-47-57
Views:
75
JATS XML
Email this article 
