Известно, что при нагревании сапропелевых сланцев до150—170 °С начинается слабое термическое разложение органического вещества, приводящее к повышению выхода экстрактивных веществ; при 200 °С их образуется заметно больше, а при 370—400 °С после нагревания в течение 1 ч уже до 60—80 % органического вещества сланца переходит в растворимое состояние. Образуется много асфальтовосмолистых веществ, содержащих все основные классы нефтяных углеводородов, а также газы  (СО2, СН4, H2S)   и пирогенетическая вода.
В принципе тот же самый процесс термического (или термокаталитического) разложения происходит и в природных условиях при погружении содержащих сапропелевое органическое вещество отложений под накапливающимися над ними более молодыми осадками. Только в природных условиях он протекает крайне медленно, со скоростью погружения осадков обычно от 50—100 до 300 м/млн лет. Опускание на глубину 2—3 км, характеризующуюся распространением большей части залежей образованшейся нефти и температурой до 150—160 °С, осуществляется за время от 10 до 60 млн лет. Такой очень медленный природный «технологический» процесс термического превращения сапропелевого органического вещества с подъемом температуры на I °С за 60—400 тыс. лет трудно себе представить, однако  проведенные исследования  подтверждают,  что в  природных условиях он действительно реализуется очень широко во многих впадинах, заполненных мощными толщами накопленных осадков.
Детальные геологогеохимические исследования позволяют проследить последовательные стадии этого процесса. На начальном этапе погружения (до 1,5—2 км прн росте температуры до 50—70 °С) в керогене возрастает содержание углерода и водорода в основном вследствие потери кислорода за счет отщепления периферических кислородсодержащих функциональных групп молекулярной структуры органического вещества. Концентрация битуминозных веществ и высокомолекулярных нефтяных углеводородов почти не возрастает; низкокипящих углеводородов в органическом веществе еще нет.
В составе газовой фазы органического вещества отмечается преобладание образующегося на этом этапе диоксида углерода при незначительном содержании метана и его гомологов.
Молекулярная структура органического вещества на этом этапе существенной деструкции еще не испытывает, активного нефтеобразования не происходит при любой длительности процесса, вплоть до 400—600 млн лет. При температуре до 50— 70 °С (вероятно, даже до 90°С) порог активации реакций деструкции молекулярной структуры органического вещества еще не достигается и любое самое продолжительное геологическое время не может компенсировать недостаток температуры.
В более глубокой зоне (до 2,5—3 км при температуре до 90—100—150 °С) направленность процесса термического превращения сапропелевого органического вещества принципиально изменяется. При незначительном изменении содержания углерода в керогене заметно снижается содержание водорода; быстро и значительно возрастает и достигает максимума концентрация хлороформенного битумоида в целом, в том числе высокомолекулярных нефтяных углеводородов (С15—C45); образуются и достигают максимальной концентрации низкокипящие углеводороды бензиновых фракций (С6—Си). В составе газовой фазы органического вещества достигает максимума концентрация гомологов метана (С2—C4); содержание СН4 пока незначительно.
Этот этап в геологическом смысле быстрого образования преобладающей части битумоида в целом и нефтяных углеводородов назван Н.Б. Вассоевичем главной фазой нефтеобразования (ГФН). В зоне температур до 150—160°С главная фаза нефтеобразования успела полностью реализоваться даже в «молодых» осадках с возрастом 10—20 млн лет и тем более — в значительно более древних отложениях. Как видим, достаточно активный процесс деструкции молекулярной структуры керогена с образованием битумоида и нефтяных углеводородов в природных условиях в масштабе геологического времени реализуется при в 2—2,5 раза более низкой температуре, чем в лабораторных условиях, за период времени, повидимому, не более нескольких миллионов лет.
Судя по данным инфракрасной спектрометрии, молекулярная структура керогена после деструкции характеризуется потерей значительного количества липидных компонентов, сначала с функциями карбоновых кислот, кетонов и альдегидов, а за^ тем — длинноцепочечных структур с СН2группами. Происходит усиление ароматизации и поликонденсации остаточной части керогена, который по элементному составу и молекулярной структуре теряет «сапропелевый» облик и уже почти не отличается от бедного водородом гумусового органического вещества.
Образовавшиеся при проявлении ГФН в большом количестве растворимые битуминозные компоненты (более 30 % от исходной массы керогена) характеризуются содержанием С 80— 82 %, Н 9,5—11 %, т. е. близки по.составу к битуму, образующемуся при термическом разложении сапропелевых сланцев (С 81—82,5 %. Н 9,1—9,5 %). Более половины образовавшегося битума (до 60—80%) представлено смолами и асфальтенами,. до 20—40%—углеводородами, в которых на долю налканов приходится до 10—30%, а на долю изоалканов и цикланов — до 20—60% н аренов — до 20—50% В составе низкокипящих углеводородов значительная доля принадлежит цикланам (преобладают циклопентаны); доля налканов и аренов невелика. С глубиной и ростом температуры' заметно увеличивается доля налканов, аренов и циклогексанов, а циклопентанов — снижается. От молодых к более древним отложениям в этой зоне прослеживается повышение доли алканов и уменьшение — цикланов и аренов. Среди алканов иногда значительная доля (до 50 %) приходится на изоалканы.
Образовавшаяся на ГФН смесь асфальтовосмолистых веществ и нефтяных углеводородов по элементному и групповому составу сходна с асфальтами, которые рассматривались А. Ф. Добрянским в качестве промежуточного этапа превращения сапропелевого вещества в нефть. Фиксируемая по природным данным картина нефтеобразования как будто бы вполне отвечает этим взглядам. Однако дальнейшее протекание процесса нефтеобразования развивается иначе, чем предполагал А. Ф. Добрянский.
Образование из твердого керогена большого количества асфальтовосмолистых веществ и нефтяных углеводородов, включая низкокипящие, а также газов (C1, С2—C4, СО2, H2S, N2) сопровождается многократным увеличением объема. В уплотняющихся под нагрузкой вышележащих отложений глинистых породах вследствие этого возникают аномально высокие давления, на 20—30 МПа превышающие нормальное гидростатическое давление в смежных пористых водонасыщенных песчаниках. При достижении критического давления периодически происходят флюидоразрывы глинистых пород с образованием микротрещин и выбросом сжатых нефтяных и газовых углеводородов в водонасыщенные песчаники, где при их аккумуляции образуются скопления нефти.
Быстрое возрастание в керогене концентрации битуминозных веществ и углеводородов фиксируется в глубинной зоне до 2,5—3 км вследствие того, что скорость их генерации, экспоненциально возрастающая с ростом глубины и температуры, превышает скорость эмиграции углеводородов из глинистых пород. Затем по мере уменьшения концентрации исходного для нефти липидного материала скорость генерации углеводородов значительно снижается, а скорость их эмиграции — возрастает, превышая уже скорость образования углеводородов, что приводит сначала к прекращению роста, а затем к быстрому падению концентрации битумоида и нефтяных углеводородов в органическом веществе глубже 2,5—3 км.
Другая причина быстрого уменьшения количества битумоида — изменение физических свойств и фазового состояния смол и асфальтенов после эмиграционной потери основной части углеводородов при дальнейшем повышении температуры. Значительная часть асфальтовосмолистых компонентов, испытывая термодеструкцию с образованием низкокипящих нефтяных углеводородов и газов, снова переходит в нерастворимое состояние, входя в состав нерастворимого керогена. Остающийся в небольшом количестве битумоид представлен в основном углеводородами, в которых с ростом глубины и температуры возрастает количество алканов и аренов и уменьшается — цикланов.
При эмиграции углеводородов из глинистых нефтематеринских пород в прилегающие к ним пласты пористых водонасыщенных песчаников возникает хроматографическое разделение образовавшейся смеси асфальтовосмолистых веществ, нефтяных и газовых углеводородов. Глинистый пласт с образовавшимися битуминозными веществами представляет собой естественную хроматографическую колонку. Чем больше через нее по направлению к песчанику проходит элюэнта, роль которого выполняют наиболее подвижные газовые и низкокипящие нефтяные углеводороды, тем более полным разделением компонентов характеризуется первичная смесь асфальтовосмолистых веществ и углеводородов. В песчаный коллектор выносится смесь нефтяных углеводородов, содержание смол и асфальтенов и которой не превышает, как в обычной нефти, 5—10%. Это, по существу, уже и есть настоящая нефть.
Установленное С. Г. Неручевым значительное падение концентраций битумоида и углеводородов в керогсне к концу ГФН, сопровождающееся хроматографическим разделением битумоида, служит объективным диагностическим признаком нефтематеринских отложений, из которых в геологическом прошлом эмигрировала нефть в пластыколлекторы. Количественный анализ этих изменений дает возможность определять массу образовавшейся и эмигрировавшей нефти и вероятные ее запасы в залежах.
Балансовые расчеты термического превращения сапропелевого органического вещества и процессов эмиграции нефтяных углеводородов по полученным экспериментальным данным позволили создать теоретическую количественную модель образования нефти (см. рис. 3.1). Главная фаза нефтеобразования характеризуется максимальной скоростью генерации нефтяных углеводородов, обычно в глубинном диапазоне 2—3 км при температуре от 80—90 до 150—160 °С. При низком геотермическом градиенте, медленном нарастании температуры с глубиной ГФН реализуется в более глубокой зоне, примерно до 6—8 км. Общее количество образующихся битуминозных веществ и нефтяных углеводородов превышает 30 %, а количество эмигрировавшей в пористые пластыколлекторы нефти достигает 20 % от исходной массы сапропелевого органического вещества.
Всплывание нефти, вынесенной из глинистых нефтематеринских пород в водонасыщенные пористые пласты, приводит постепенно к образованию ее скоплений (залежей) в наиболее приподнятых участках пластов (на антиклинальных структурах). Процесс нефтеобразования и формирования ее залежей на этом заканчивается.
При дальнейшем погружении нефтематеринских отложений с ростом температуры в остаточном керогене наблюдается значительное возрастание содержания углерода (до 95—97%) и падение — водорода (до 0,5—1 %). Происходит заметная потеря массы метаморфизующегося керогена. Согласно эмпирическим данным, в глубинной зоне 3—6. км (при температуре до 200— 260°С) отношение метана к нефтяным углеводородам в составе органического вещества возрастает в несколько десятков раз. Фиксируется быстрое возрастание до максимума, а затем падение содержания СЬЦ в органическом веществе. Согласно теоретическим балансовым расчетам на этом этапе образуется основная часть метана — до 12% от исходной массы органического вещества, благодаря чему он получил наименование главной фазы газообразования (ГФГ).
Генерация значительного количества метана в этой глубокой зоне осадочных пород определяет уменьшение количества, а затем и полное исчезновение с ростом глубины нефтяных залежей, которые замещаются сначала газоконденсатными, а затем— залежами сухого метанового газа. Остаточное сапропелевое органическое вещество в этой зоне претерпевает интенсивную метаморфизацию с образованием в итоге кристаллической углеродной решетки графита.
Зона проявления ГФН характеризуется нефтями плотностью 820—840 кг/м3, выходом фракций до 200 °С около 25— 30%, содержанием алканов 25—40%, цикланов 30—50% и аренов 10—30 %. От молодых к более древним отложениям в нефтях наблюдается повышение выхода легких фракций, увеличение доли алканов и аренов при снижении содержания цикланов.
Погружаясь вместе с вмещающими породами ниже зоны; ГФН в область более высоких температур, нефть становится легче, обогащается низкокипящими углеводородами; в углеводородах возрастает доля алканов и в меньшей мере — аренов при заметном падении концентрации цикланов.
Попав близко к поверхности, нефть теряет легкие фракции, утяжеляется, окисляется. Развивающиеся в залежах микробиологические процессы окисления вызывают биодеградацию нефти. Признаками таких гипергенно измененных нефтей являются заметно повышенная плотность, низкое содержание бензиновых фракций, высокое содержание асфальтовосмолистых веществ, почти полная потеря малканов и преобладание цикланов.