2411-3336 2541-9404 Записки Горного института Journal of Mining Institute Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины ΙΙ Empress Catherine II Saint Petersburg Mining University CWLSTC pmi-16505 https://pmi.spmi.ru/pmi/article/view/16505 Геотехнология и инженерная геология Geotechnical Engineering and Engineering Geology Thermodynamic modelling as a basis for forecasting phase states of hydrocarbon fluids at great and super-great depths Термодинамическое моделирование как основа прогноза фазовых состояний углеводородных флюидов на больших и сверхбольших глубинах Prishchepa Oleg M. Прищепа О. М. Prishchepa Oleg M. omp2007_61@mail.ru 0000-0001-8404-7073 Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II (Россия) Empress Catherine II Saint Petersburg Mining University (Russia) Lutskii Denis S. Луцкий Д. С. Lutskii Denis S. Lutskiy_DS@pers.spmi.ru 0000-0002-9124-0418 Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II (Санкт-Петербург, Россия) Empress Catherine II Saint Petersburg Mining University (Saint-Petersburg, Russia) Kireev Sergei B. Киреев С. Б. Kireev Sergei B. Kireev_SB@pers.spmi.ru 0000-0003-2127-2702 Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II (Санкт-Петербург, Россия) Empress Catherine II Saint Petersburg Mining University (Saint-Petersburg, Russia) Sinitsa Nikita V. Синица Н. В. Sinitsa Nikita V. Sinitsa_NV@pers.spmi.ru 0009-0001-9508-0749 Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II (Санкт-Петербург, Россия) Empress Catherine II Saint Petersburg Mining University (Saint-Petersburg, Russia) 12 11 2024 2024 269 815 832 30 05 2024 14 10 2024 12 11 2024 © 2024 О. М. Прищепа, Д. С. Луцкий, С. Б. Киреев, Н. В. Синица © 2024 Oleg M. Prishchepa, Denis S. Lutskii, Sergei B. Kireev, Nikita V. Sinitsa 2024 О. М. Прищепа, Д. С. Луцкий, С. Б. Киреев, Н. В. Синица Oleg M. Prishchepa, Denis S. Lutskii, Sergei B. Kireev, Nikita V. Sinitsa Эта статья доступна по лицензии Creative Commons Attribution 4.0 International (CC BY 4.0) This article is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License (CC BY 4.0) https://pmi.spmi.ru/pmi/article/view/16505

Возможность выявления залежей нефти и газа на больших (более 5 км) и сверхбольших (более 6 км) глубинах рассматривается в двух аспектах. Первый – условия сохранности крупных по величине скоплений углеводородов, образованных в условиях глубин до 4 км и вследствие разнообразных геологических и тектонических процессов, опустившихся на большие и сверхбольшие глубины с частичным преобразованием нефти в газ. Установлено, что к числу факторов, контролирующих сохранение жидких и газообразных углеводородов, относятся температура, давление, скорость погружения (скорость наращивания температуры и давления), время нахождения в сверхвысоких термобарических условиях, первичный состав органического вещества. Возможность существования жидких компонентов нефти на больших и сверхбольших глубинах характерна для осадочных бассейнов Китая, Мексиканского залива, бассейнов Сантос и Кампос на шельфе Бразилии, а в Российской Федерации наиболее вероятна для Прикаспийской впадины, некоторых предгорных прогибов и зон интенсивного накопления молодых осадков. Определение критических температур и давлений фазовых переходов и начала крекинга возможно с применением рассматриваемого в статье подхода, базирующегося на оценке степени преобразования органического вещества, кинетических и термобарических моделях, учитывающих состав углеводородного флюида. Второй аспект – оценка состава углеводородов, ассоциированных с образованными на сверхбольших глубинах породами или породами, преобразованными в условиях критических температур и давлений. Этот значительный по наукоемкости аспект пока вряд ли может рассматриваться как практически значимый. Исследование посвящено изучению возможностей термодинамического моделирования и применения альтернативных методов изучения степени преобразования жидкого пластового флюида в компоненты сопутствующего ему газа на примере двух площадей с выявленными нефтяными, конденсатными и газовыми скоплениями.

The possibility of discovering oil and gas occurrences at great (more than 5 km) and super-great (more than 6 km) depths is considered in two aspects. The first one is the preservation conditions of large hydrocarbon accumulations forming at depths to 4 km and caused by different geological and tectonic processes occurring at great and super-great depths with partial oil-to-gas transformation. It was ascertained that among the factors controlling preservation of liquid and gaseous hydrocarbons are the temperature, pressure, subsidence rate (rate of temperature and pressure increase), time spent under ultrahigh thermobaric conditions, and initial composition of organic matter. The possibility of existence of liquid components of oil at great and super-great depths is characteristic of sedimentary basins of China, the Gulf of Mexico, the Santos and Campos basins on the Brazilian shelf, and in the Russian Federation it is most probable for the Caspian Depression, some submontane troughs and zones of intense accumulation of young sediments. Determination of critical temperatures and pressures of phase transitions and the onset of cracking is possible using the approach considered in the article, based on estimation of organic matter transformation degree, kinetic and thermobaric models taking into account the composition of hydrocarbon fluid. The second aspect is the estimation of composition of hydrocarbons associated with rocks forming at great depths or rocks transformed under conditions of critical temperatures and pressures. This aspect of considerable science intensity can hardly be considered as practically significant. The study focuses on the investigation of the possibilities of thermodynamic modelling and the use of alternative methods for studying the transformation degree of liquid formation fluid into components of the associated gas through the example of two areas with identified oil, condensate and gas accumulations.

 Ключевые слова глубинная нефть термодинамическое моделирование фазовые переходы углеводородов сохранность углеводородов глубокие залежи Keywords deep oil thermodynamic modelling hydrocarbon phase transitions hydrocarbon preservation deep occurrences Статья подготовлена в рамках выполнения государственного задания FSRW-2024-0008 «Исследование термодинамических процессов Земли с позиции генезиса углеводородов на больших глубинах». The article was prepared under the state assignment FSRW-2024-0008 “Investigation of thermodynamic processes of the Earth with regard to the genesis of hydrocarbons at great depths”. Данильев С.М., Секерина Д.Д., Данильева Н.А. Локализация участков развития геомеханических процессов в подземных выработках по результатам трансформационно-классификационного анализа сейсморазведочных данных // Записки Горного института. 2024. Т. 266. С. 260-271. Danilev S.M., Sekerina D.D., Danileva N.A. Localization of sites for the development of geomechanical processes in under-ground workings based on the results of the transformation and classification analysis of seismic data. Journal of Mining Institute. 2024. Vol. 266, p. 260-271. Кожанов Д.Д., Большакова М.А. Оценка вклада докембрийских отложений в формировании нефтеносности восточной части Волго-Уральского бассейна по результатам моделирования // Записки Горного института. 2024. Т. 266. С. 199-217. Kozhanov D.D., Bolshakova M.А. Assessment of the contribution of Precambrian deposits in forming the petroleum potential of the eastern part of the Volga-Urals basin using results of modeling. Journal of Mining Institute. 2024. Vol. 266, p. 199-217. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981. 500 с. Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum formation and occurrence. Springer-Velgrad Berlin Heidelderg New York, 1978, p. 500. Peters K.E., Kontorovich A.Eh., Huizinga B.J. et al. Multiple Oil Families in the West Siberian Basin // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 1994. Vol. 78. Iss. 6. P. 893-909. DOI: 10.1306/a25fe3dd-171b-11d7-8645000102c1865d Peters K.E., Kontorovich A.Eh., Huizinga B.J. et al. Multiple Oil Families in the West Siberian Basin. American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 1994. Vol. 78. Iss. 6, p. 893-909. DOI: 10.1306/a25fe3dd-171b-11d7-8645000102c1865d Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Парпарова Г.М. и др. Нефтегазообразование в отложениях доманиковского типа. Л.: Недра, 1986. 246 с. Neruchev S.G., Rogozina E.A., Parparova G.M. et al. Oil and gas formation in Domanik type deposits. Leningrad: Nedra, 1986, p. 246 (in Russian). Nefedov Y., Gribanov D., Gasimov E. et al. Development of Achimov deposits sedimentation model of one of the West Siberian oil and gas province fields // Reliability: Theory & Applications. 2023. Vol. 18. Special Issue 5 (75). P. 441-448. Nefedov Y., Gribanov D., Gasimov E. et al. Development of Achimov deposits sedimentation model of one of the West Si-berian oil and gas province fields. Reliability: Theory & Applications. 2023. Vol. 18. Special Issue 5 (75), p. 441-448. Черданцев Г.А., Жарков А.М. Перспективы нефтегазоносности верхнепермских отложений юго-западной части Вилюйской синеклизына основе анализа обстановок осадконакопления и геохимических условий нефтегазоносности // Записки Горного института. 2021. Т.251. С. 698-711. DOI: 10.31897/PMI.2021.5.9 Cherdantsev G.A., Zharkov A.M. Prospects for the oil and gas content of the Upper Permian deposits of the southwestern part of the Vilyui syneclise based on the analysis of sedimentary environments and geochemical conditions of oil and gas content. Journal of Mining Institute. 2021. Vol. 251, p. 698-711. DOI: 10.31897/PMI.2021.5.9 Белов Г.В. Расчет равновесного состава и свойств термодинамических систем при повышенных давлениях // Математическое моделирование. 2001. Т. 13. № 8. С. 9-12. Belov G.V. Computation of equilibrium composition and properties of thermodynamic systems at high pressures. Mate-maticheskoe modelirovanie. 2001. Vol. 13. N 8, p. 9-12. Гиббс Дж.В. Термодинамика. Статистическая механика. М.: Наука, 1982. 584 с. Gibbs J.W. Thermodynamics. Statistical Mechanics. Moscow: Nauka, 1982, p. 584 (in Russian). Балицкая Е.Д., Плотникова И.Н., Балицкий В.С. и др. Метаморфизм водно-углеводородных флюидов при повышенных и высоких термобарических параметрах и оценка глубин существования нефти в земных недрах (эксперимент с использованием флюидных включений) / Новые вызовы фундаментальной и прикладной геологии нефти и газа – XXI век: Материалы Всероссийской научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 150-летию академика АН СССР И.М.Губкина и 110-летию академика АН СССР и РАН А.А.Трофимука, 14-15 сентября 2021, Новосибирск, Россия. Новосибирск: Новосибирский государственный университет, 2021. С. 61-64. Balitskaya E.D., Plotnikova I.N., Balitskii V.S. et al. Metamorphism of aqueous hydrocarbon fluids at elevated and high thermobaric parameters and estimation of oil occurrence depth in the Earth's interior (experiment using fluid inclusions). New challenges of fundamental and applied geology of oil and gas – XXI century: Materialy Vserossiiskoi nauchnoi konferentsii s uchastiem inostrannykh uchenykh, posvyashchennoi 150-letiyu akademika AN SSSR I.M.Gubkina i 110-letiyu akademika AN SSSR i RAN A.A.Trofimuka, 14-15 sentyabrya 2021, Novosibirsk, Russia. Novosibirsk: Novosibirsk State University, 2021, p. 61-64. Гиббс Дж.В. Термодинамические работы. М.: Государственное издательство технико-теоритической литературы, 1950. 492 с. Gibbs J.W. Thermodynamic works. Moscow: Gosudarstvennoe izdatelstvo tekhniko-teoriticheskoi literatury, 1950, p. 492. Коржинский Д.С. Избранные труды. Основы метасоматизма и метамагматизма. М.: Наука, 1993. 239 с. Korzhinsky D.S. Selected works. The foundations of metasomatism and metamorphism. Moscow: Nauka, 1993, p. 239 (in Russian). Очерки физико-химической петрологии / Отв. ред. В.А.Жариков, А.А.Маракушев, Л.Л.Перчук. М.: Наука, 1969. Т. 1. 326 с. Contributions to physico-chemical petrology. Ed. by V.A.Zharikov, A.A.Marakushev, L.L.Perchuk. Moscow: Nauka, 1969. Vol. 1, p. 326 (in Russian). Маракушев С.А., Белоногова О.В. Термодинамические факторы естественного отбора в автокаталитических химических системах // Доклады Академии наук. 2012. Т. 444. № 1. С. 92-97. Marakushev S.A., Belonogova O.V. Thermodynamic factors of natural selection in autocatalytic chemical systems. Doklady Biochemistry and Biophysics. 2012. Vol. 444. N 1, p. 131-136. DOI: 10.1134/S1607672912030015 Helgeson H.C., Richard L., McKenzie W.F. et al. A chemical and thermodynamic model of oil generation in hydrocarbon source rocks // Geochimica et Cosmochimica Acta. 2009. Vol. 73. Iss. 3. P. 594-695. DOI: 10.1016/j.gca.2008.03.004 Helgeson H.C., Richard L., McKenzie W.F. et al. A chemical and thermodynamic model of oil generation in hydrocarbon source rocks. Geochimica et Cosmochimica Acta. 2009. Vol. 73. Iss. 3, p. 594-695. DOI: 10.1016/j.gca.2008.03.004 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. № 3. P. 291-319. DOI: 10.1016/0264-8172(95)98381-E 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. DOI: 10.1016/0264-8172(95)98381-E Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Изв. АН СССР. Сер. Геол. 1967. № 11. С. 135-156. Vassoevich N.B. Theory of sedimentary migration origin of oil (historical review and current status). Izvestiya USSR Ac.Sc. Ser. Geol. 1967. N 11, p. 135-156. Неручев С.Г. Закономерности преобразования рассеянного органического вещества в погружающихся осадках как основа для диагностики нефтепроизводивших отложений / Генезис нефти и газа: Доклады, представленные на Всесоюзное совещание по генезису нефти и газа, г. Москва, февраль 1967 г. М.: Недра, 1967. С. 71-77. Neruchev S.G. Patterns of transformation of dispersed organic matter in subsiding sediments as a basis for diagnostics of oil generating deposits. Genezis nefti i gaza: Doklady, predstavlennye na Vsesoyuznoe soveshchanie po genezisu nefti i gaza, g. Moskva, fevral 1967 g. Moscow: Nedra, 1967, p. 71-77. Кудрявцев Н.А. Генезис нефти и газа. Л.: Недра, 1973. 216 с. Kudryavtsev N.A. Genesis of oil and gas. Leningrad: Nedra, 1973, p. 216. Аммосов И.И., Малинин С.И. Стадии изменения углей и вмещающих пород / Геология углей Сибири и Дальнего Востока. М.: Наука, 1965. С. 5-26. Ammosov I.I., Malinin S.I. Stages of alteration of coals and host rocks Coal and host rock transformation stages. Geologiya uglei Sibiri i Dalnego Vostoka. Moscow: Nauka, 1965, p. 5-26. Косенкова Н.Н., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Обзор современных представлений о процессах формирования залежей углеводородов на больших глубинах // Нефтяное хозяйство. 2022. № 5. С. 6-12. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-5-6-12 Kosenkova N.N., Syngaevsky P.E., Khafizov S.F. Review of the modern ideas about the hydrocarbon accumulations for-mation processes at the great depth. Oil Industry Journal. 2022. N 5, p. 6-12 (in Russian). DOI: 10.24887/0028-2448-2022-5-6-12 Волож Ю.А., Гогоненков Г.Н., Милетенко Н.В., Петров Е.И. Освоение ресурсов нефти из глубоких горизонтов традиционных регионов нефтедобычи // Геология нефти и газа. 2021. № 6. С. 7-21. DOI: 10.31087/0016-7894-2021-6-7-21 Volozh Yu.A., Gogonenkov G.N., Miletenko N.V., Petrov E.I. Oil resources development from deep horizons in historically oil producing regions. Russian Oil and Gas Geology. 2021. N 6, p. 7-21 (in Russian). DOI: 10.31087/0016-7894-2021-6-7-21 Керимов В.Ю., Осипов А.В., Мустаев Р.Н. и др. Условия формирования и развития пустотного пространства на больших глубинах // Нефтяное хозяйство. 2019. № 4. С. 22-27. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-4-22-27 Kerimov V.Yu., Osipov A.V., Mustaev R.N. et al. Conditions of formation and development of the void space at great depths. Oil Industry Journal. 2019. N 4, p. 22-27 (in Russian). DOI: 10.24887/0028-2448-2018-4-22-27 Prischepa O.M., Martynov A.V., Nefedov Yu.V. et al. Theoretical and methodological approaches to identifying deep accumulations of oil and gas in oil and gas basins of the Russian Federation // Frontiers in Earth Science. 2023. Vol. 11. № 1192051. DOI: 10.3389/feart.2023.1192051 Prischepa O.M., Martynov A.V., Nefedov Yu.V. et al. Theoretical and methodological approaches to identifying deep ac-cumulations of oil and gas in oil and gas basins of the Russian Federation. Frontiers in Earth Science. 2023. Vol. 11. N 1192051. DOI: 10.3389/feart.2023.1192051 Zhanli Ren, Junping Cui, Kai Qi et al. Control effects of temperature and thermal evolution history of deep and ultra-deep layers on hydrocarbon phase state and hydrocarbon generation history // Natural Gas Industry B. 2020. Vol. 7. Iss. 5. P. 453-461. DOI: 10.1016/j.ngib.2020.09.003 Zhanli Ren, Junping Cui, Kai Qi et al. Control effects of temperature and thermal evolution history of deep and ultra-deep layers on hydrocarbon phase state and hydrocarbon generation history. Natural Gas Industry B. 2020. Vol. 7. Iss. 5, p. 453-461. DOI: 10.1016/j.ngib.2020.09.003 Behar F., Kressmann S., Rudkiewicz J.L., Vandenbroucke M. Experimental simulation in a confined system and kinetic modelling of kerogen and oil cracking // Organic Geochemistry. 1992. Vol. 19. Iss. 1-3. P. 173-189. DOI: 10.1016/0146-6380(92)90035-V Behar F., Kressmann S., Rudkiewicz J.L., Vandenbroucke M. Experimental simulation in a confined system and kinetic modelling of kerogen and oil cracking. Organic Geochemistry. 1992. Vol. 19. Iss. 1-3, p. 173-189. DOI: 10.1016/0146-6380(92)90035-V Нандиянто Асеп Б.Д., Нуграха Вилли К., Юстиа Интан и др. Изотерма и кинетическая адсорбция частиц рисовой шелухи как модельного адсорбента для решения проблем устойчивой добычи золота в результате выщелачивания ртути // Записки Горного института. 2024. Т. 265. С. 104-120. Nandiyanto Asep B.D., Nugraha Willy C., Yustia Intan et al. Isotherm and kinetic adsorption of rice husk particles as a model adsorbent for solving issues in the sustainable gold mining environment from mercury leaching. Journal of Mining Institute. 2024. Vol. 265, p. 104-120. Fialkovsky I.S., Litvinova T.E., Lutsky D.S., Alexeev A.A. Determination of the parameters of thermodynamic stability constants of bromide complexes of rare earth metals for modeling the optimal regimes of hydrometallurgical extraction // Arab Journal of Basic and Applied Sciences. 2022. Vol. 29. Iss. 1. P. 1-9. DOI: 10.1080/25765299.2021.2015897 Fialkovsky I.S., Litvinova T.E., Lutsky D.S., Alexeev A.A. Determination of the parameters of thermodynamic stability constants of bromide complexes of rare earth metals for modeling the optimal regimes of hydrometallurgical extraction. Arab Journal of Basic and Applied Sciences. 2022. Vol. 29. Iss. 1, p. 1-9. DOI: 10.1080/25765299.2021.2015897 Cheremisina O.V., Ponomareva M.A., Bolotov V.A. et al. Thermodynamic Characteristics of the Hydrogen Sulfide Sorption Process by Ferromanganese Materials // ACS Omega. 2022. Vol. 7. Iss. 3. P. 3007-3015. DOI: 10.1021/acsomega.1c06037 Cheremisina O.V., Ponomareva M.A., Bolotov V.A. et al. Thermodynamic Characteristics of the Hydrogen Sulfide Sorption Process by Ferromanganese Materials. ACS Omega. 2022. Vol. 7. Iss. 3, p. 3007-3015. DOI: 10.1021/acsomega.1c06037 Пашкевич М.А., Коротаева А.Э., Матвеева В.А. Экспериментальное моделирование системы болотных биогеоценозов для повышения эффективности очистки карьерных вод // Записки Горного института. 2023. Т. 263. С. 785-794. Pashkevich M.A., Korotaeva A.E., Matveeva V.A. Experimental simulation of a system of swamp biogeocenoses to improve the efficiency of quarry water treatment. Journal of Mining Institute. 2023. Vol. 263, p. 785-794. Карпов И.К., Чудненко К.В., Бычинский В.А. и др. Минимизация свободной энергии при расчете гетерогенных равновесий // Геология и геофизика. 1995. Т. 36. № 4. С. 3-21. Karpov I.K., Chudnenko K.V., Bychinskii V.A. et al. Minimization of free energy in the calculation of heterogeneous equi-libria. Geologiya i geofizika. 1995. Vol. 36. N 4, p. 3-21. Karpov I.K., Chudnenko K.V., Kulik D.A. et al. Minimization of Gibbs free energy in geochemical systems by convex programming // Geochemistry International. 2001. Vol. 39 (11). P. 1108-1119. Karpov I.K., Chudnenko K.V., Kulik D.A. et al. Minimization of Gibbs free energy in geochemical systems by convex programming. Geochemistry International. 2001. Vol. 39 (11), p. 1108-1119. Поваров В.Г., Ефимов И.И. Применение модели UNIFAC в расчете физико-химических свойств экотоксикантов для технологических и экоаналитических целей // Записки Горного института. 2023. Т. 260. С. 238-247. DOI: 10.31897/PMI.2023.41 Povarov V.G., Efimov I.I. Use of the UNIFAC model in the calculation of physicochemical properties of ecotoxicants for technological and ecoanalytical purposes. Journal of Mining Institute. 2023. Vol. 260, p. 238-247. DOI: 10.31897/PMI.2023.41 Халифа А.А., Бажин В.Ю., Устинова Я.В., Шалаби М.Э.Х. Изучение особенностей кинетики процесса получения окатышей из красного шлама в потоке водорода // Записки Горного института. 2022. Т. 254. С. 261-270. DOI: 10.31897/PMI.2022.18 Khalifa A.A., Bazhin V.Yu., Ustinova Ya.B., Shalabi M.E.Kh. Study of the kinetics of the process of producing pellets from red mud in a hydrogen flow. Journal of Mining Institute. 2022. Vol. 254, p. 261-270. DOI: 10.31897/PMI.2022.18 Litvinova T., Kashurin R., Lutskiy D. Complex Formation of Rare-Earth Elements in Carbonate–Alkaline Media // Materials. 2023. Vol. 16. Iss. 8. № 3140. DOI: 10.3390/ma16083140 Litvinova T., Kashurin R., Lutskiy D. Complex Formation of Rare-Earth Elements in Carbonate–Alkaline Media. Materials. 2023. Vol. 16. Iss. 8. N 3140. DOI: 10.3390/ma16083140 Helgeson H., Richard L., McKenzie W. et al. A chemical and thermodynamic model of oil generation in hydrocarbon source rocks // Geochimica et cosmochimica acta. 2009. Vol. 73. P. 594-695. DOI: 10.1016/j.gca.2008.03.004 Helgeson H., Richard L., McKenzie W. et al. A chemical and thermodynamic model of oil generation in hydrocarbon source rocks. Geochimica et cosmochimica acta. 2009. Vol. 73, p. 594-695. DOI: 10.1016/j.gca.2008.03.004 Yokokawa H. Tables of thermodynamic properties of inorganic compounds // Journal of the National Chemical Laboratory for Industry. 1988. Vol. 83. P. 27-121. Yokokawa H. Tables of thermodynamic properties of inorganic compounds. Journal of the National Chemical Laboratory for Industry. 1988. Vol. 83, p. 27-121. Holland T.J.B., Powell R. An internally consistent thermodynamic data set for phases of petrological interest // Journal of Metamorphic Geology. 1998. Vol. 16. Iss. 3. P. 309-344. DOI: 10.1111/j.1525-1314.1998.00140.x Holland T.J.B., Powell R. An internally consistent thermodynamic data set for phases of petrological interest. Journal of Metamorphic Geology. 1998. Vol. 16. Iss. 3, p. 309-344. DOI: 10.1111/j.1525-1314.1998.00140.x Daowei Wang, Chunfang Cai, Lu Yun et al. Controls on petroleum stability in deep and hot reservoirs: A case study from the Tarim Basin // Marine and Petroleum Geology. 2023. Vol. 147. № 106014. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2022.106014 Daowei Wang, Chunfang Cai, Lu Yun et al. Controls on petroleum stability in deep and hot reservoirs: A case study from the Tarim Basin. Marine and Petroleum Geology. 2023. Vol. 147. N 106014. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2022.106014 Lewan M.D. Experiments on the role of water in petroleum formation // Geochimica et Cosmochimica Acta. 1997. Vol. 61. Iss. 17. P. 3691-3723. DOI: 10.1016/S0016-7037(97)00176-2 Lewan M.D. Experiments on the role of water in petroleum formation. Geochimica et Cosmochimica Acta. 1997. Vol. 61. Iss. 17, p. 3691-3723. DOI: 10.1016/S0016-7037(97)00176-2 Lewan M.D. Sulphur-radical control on petroleum formation rates // Nature. 1998. Vol. 391. № 6663. P. 164-166. DOI: 10.1038/34391 Lewan M.D. Sulphur-radical control on petroleum formation rates. Nature. 1998. Vol. 391. N 6663, p. 164-166. DOI: 10.1038/34391 Mackenzie A.S., Quigley T.M. Principles of Geochemical Prospect Appraisal // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 1988. Vol. 72. Iss. 4. P. 399-415. DOI: 10.1306/703c8ea2-1707-11d7-8645000102c1865d Mackenzie A.S., Quigley T.M. Principles of Geochemical Prospect Appraisal. American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 1988. Vol. 72. Iss. 4, p. 399-415. DOI: 10.1306/703c8ea2-1707-11d7-8645000102c1865d Обрядчиков С.Н. Температурные условия образования нефти в природе // Нефтяное хозяйство. 1946. № 3-4. С. 39-44. Obryadchikov S.N. Temperature conditions for oil generation in nature. Neftyanoe khozyaistvo. 1946. N 3-4, p. 39-44. Лурье М.А., Шмидт Ф.К. К вопросу о происхождении нефти. Гетерокомпоненты, изотопия углерода и серы нефтей как генетические показатели. Иркутск: Изд-во Иркутского государственного университета, 2013. 209 с. Lure M.A., Shmidt F.K. On the origin of oil. Heterocomponents, carbon and sulfur isotopy of oils as genetic indicators. Irkutsk: Izd-vo Irkutskogo gosudarstvennogo universiteta, 2013, p. 209. Pepper A.S., Dodd T.A. Simple kinetic models of petroleum formation. Part II: oil-gas cracking // Marine and Petroleum Geology. 1995. Vol. 12. Iss. 3. P. 321-340. DOI: 10.1016/0264-8172(95)98382-F Pepper A.S., Dodd T.A. Simple kinetic models of petroleum formation. Part II: oil-gas cracking. Marine and Petroleum Geology. 1995. Vol. 12. Iss. 3, p. 321-340. DOI: 10.1016/0264-8172(95)98382-F Zhao Xianzheng, Jin Fengming, Wang Quan et al. Niudong 1 ultra-deep and ultra-high temperature subtle buried hill field in Bohai Bay Basin: Discovery and significance // Acta Petrolei Sinica. 2011. Vol. 32. № 6. P. 915-927. DOI: 10.7623/syxb201106001 Zhao Xianzheng, Jin Fengming, Wang Quan et al. Niudong 1 ultra-deep and ultra-high temperature subtle buried hill field in Bohai Bay Basin: Discovery and significance. Acta Petrolei Sinica. 2011. Vol. 32. N 6, p. 915-927. DOI: 10.7623/syxb201106001 Guangyou Zhu, Alexei V. Milkov, Jingfei Li et al. Deepest oil in Asia: Characteristics of petroleum system in the Tarim basin, China // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 199. № 108246. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108246 Guangyou Zhu, Alexei V. Milkov, Jingfei Li et al. Deepest oil in Asia: Characteristics of petroleum system in the Tarim basin, China. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 199. N 108246. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108246 Hao Fang, Zou Hua-yao, Ni Jian-hua et al. Evolution of Overpressured Systems in Sedimentary Basins and Conditions for Deep Oil/Gas Accumulation // Earth Science. 2002. Vol. 27. № 5. P. 610-615. Hao Fang, Zou Hua-yao, Ni Jian-hua et al. Evolution of Overpressured Systems in Sedimentary Basins and Conditions for Deep Oil/Gas Accumulation. Earth Science. 2002. Vol. 27. N 5, p. 610-615. Waples D.W. The kinetics of in-reservoir oil destruction and gas formation: constraints from experimental and empirical data, and from thermodynamics // Organic Geochemistry. 2000. Vol. 31. Iss. 6. P. 553-575. DOI: 10.1016/S0146-6380(00)00023-1 Waples D.W. The kinetics of in-reservoir oil destruction and gas formation: constraints from experimental and empirical data, and from thermodynamics. Organic Geochemistry. 2000. Vol. 31. Iss. 6, p. 553-575. DOI: 10.1016/S0146-6380(00)00023-1 Seewald J.S. Organic–inorganic interactions in petroleum-producing sedimentary basins // Nature. 2003. Vol. 426. № 6964. P. 327-333. DOI: 10.1038/nature02132 Seewald J.S. Organic–inorganic interactions in petroleum-producing sedimentary basins. Nature. 2003. Vol. 426. N 6964, p. 327-333. DOI: 10.1038/nature02132 Tannenbaum E., Kaplan I.R. Role of minerals in the thermal alteration of organic matter–I: Generation of gases and condensates under dry condition // Geochimica et Cosmochimica Acta. 1985. Vol. 49. Iss. 12. P. 2589-2604. DOI: 10.1016/0016-7037(85)90128-0 Tannenbaum E., Kaplan I.R. Role of minerals in the thermal alteration of organic matter–I: Generation of gases and conden-sates under dry condition. Geochimica et Cosmochimica Acta. 1985. Vol. 49. Iss. 12, p. 2589-2604. DOI: 10.1016/0016-7037(85)90128-0 Caineng Zou, Jinhu Du, Chunchun Xu et al. Formation, distribution, resource potential, and discovery of Sinian–Cambrian giant gas field, Sichuan Basin, SW China // Petroleum Exploration and Development. 2014. Vol. 41. Iss. 3. P. 306-325. DOI: 10.1016/S1876-3804(14)60036-7 Caineng Zou, Jinhu Du, Chunchun Xu et al. Formation, distribution, resource potential, and discovery of Sinian–Cambrian giant gas field, Sichuan Basin, SW China. Petroleum Exploration and Development. 2014. Vol. 41. Iss. 3, p. 306-325. DOI: 10.1016/S1876-3804(14)60036-7 Захаров Л.А., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Прогнозирование динамического пластового давления методами искусственного интеллекта // Записки Горного института. 2022. Т. 253. С. 23-32. DOI: 10.31897/PMI.2022.11 Zakharov L.А., Martyushev D.А., Ponomareva I.N. Predicting dynamic formation pressure using artificial intelligence meth-ods. Journal of Mining Institute. 2022. Vol. 253, p. 23-32. DOI: 10.31897/PMI.2022.11 Lu Xuesong, Zhao Mengjun, Liu Keyu et al. Forming condition and mechanism of highly effective deep tight sandstone gas reservoir in Kuqa foreland basin // Acta Petrolei Sinica. 2018. Vol. 39. № 4. P. 365-378. DOI: 10.7623/syxb201804001 Lu Xuesong, Zhao Mengjun, Liu Keyu et al. Forming condition and mechanism of highly effective deep tight sandstone gas reservoir in Kuqa foreland basin. Acta Petrolei Sinica. 2018. Vol. 39. N 4, p. 365-378. DOI: 10.7623/syxb201804001 Осипов А.В., Керимов В.Ю., Василенко Е.И., Монакова А.С. Условия формирования углеводородных систем в глубокопогруженных отложениях юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // SOCAR Proceedings. 2019. № 1. С. 4-18. DOI: 10.5510/OGP20190100374 Osipov A.V., Kerimov V.Yu., Vasilenko E.I., Monakova A.S. Petroleum Systems Formation Conditions in the Deeply Sediments in the South-East Part of the Volga-Ural Oil and Gas Province. SOCAR Proceedings. 2019. N 1, p. 4-18 (in Russian). DOI: 10.5510/OGP20190100374 Dahl J.E., Moldowan J.M., Peters K.E. et al. Diamondoid hydrocarbons as indicators of natural oil cracking // Nature. 1999. Vol. 399. № 6731. P. 54-57. DOI: 10.1038/19953 Dahl J.E., Moldowan J.M., Peters K.E. et al. Diamondoid hydrocarbons as indicators of natural oil cracking. Nature. 1999. Vol. 399. N 6731, p. 54-57. DOI: 10.1038/19953 Claypool G.E., Mancini E.A. Geochemical Relationships of Petroleum in Mesozoic Reservoirs to Carbonate Source Rocks of Jurassic Smackover Formation, Southwestern Alabama // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 1989. Vol. 73. Iss. 7. P. 904-924. DOI: 10.1306/44b4a28f-170a-11d7-8645000102c1865d Claypool G.E., Mancini E.A. Geochemical Relationships of Petroleum in Mesozoic Reservoirs to Carbonate Source Rocks of Jurassic Smackover Formation, Southwestern Alabama. American Association of Petroleum Geologists Bulletin. 1989. Vol. 73. Iss. 7, p. 904-924. DOI: 10.1306/44b4a28f-170a-11d7-8645000102c1865d Aleksandrova T., Nikolaeva N., Kuznetsov V. Thermodynamic and Experimental Substantiation of the Possibility of Formation and Extraction of Organometallic Compounds as Indicators of Deep Naphthogenesis // Energies. 2023. Vol. 16. Iss. 9. № 3862. DOI: 10.3390/en16093862 Aleksandrova T., Nikolaeva N., Kuznetsov V. Thermodynamic and Experimental Substantiation of the Possibility of For-mation and Extraction of Organometallic Compounds as Indicators of Deep Naphthogenesis. Energies. 2023. Vol. 16. Iss. 9. N 3862. DOI: 10.3390/en16093862