В среднем катагенезе проявляется главная фаза нефтеобразования (гфн), а в позднем - главная фаза газообразования (гфг).

Глубинный интервал главной зоны нефтеобразования распространяется в среднем в пределах 2-4 км и определяется геотермическим градиентом конкретного участка бассейна.

В обычных платформенных областях этот интервал находится на глубинах 2-3 км, а во впадинах с низкими геотермическими градиентами, типа Прикаспийской, интервал главной зоны нефтеобразования может опускаться на глубины до 3-6 км. Интенсивное образование нефти начинается при переходе от прото- к мезокатагенезу (ПК3-МК1) при температуре 50-70°С, достигает максимума при 90-110°С на стадии МК2 и затухает при 150-170°С в начале стадии МК4. Температурный порог образования нефти зависит от литологического облика пород - для карбонатных пород выше, чем для глин, так как высокая каталитическая активность глин повышает энергию активации.

В главной зоне нефтеобразования во время развития ГФН на стадиях катагенеза МК1-МК3 ----- рождение микронефти и газообразных продуктов, в том числе жирных газов. Для каждой конкретной потенциальной нефтематеринской толщи порог начала образования нефти устанавливается по выходу битумоидов или УВ, а также по данным определения катагенетической степени измененности ОВ.

Созревание ОВ сопровождается облагораживанием состава сингенетичного породе битумоида и его концентрации - возрастает содержание масляных фракций и, соответственно, УВ. В элементном составе битумоида растет содержание углерода, водорода, и уменьшается концентрация гетероэлементов.

Для метаново-нафтеновых УВ характерно увеличение содержания насыщенных структур, а для ароматических - сокращение числа колец в молекулах.

При возрастании температуры и давления, наряду с усиленным новообразованием УВ, широко развиваются процессы их десорбции. Наиболее подвижная часть сингенетичного битумоида отрывается от РОВ и от минеральных компонентов породы - начальная первичная миграция из нефтематеринской породы в коллектор. Нефтеподобная миграционная часть битумоидов ---- микронефть. В материнских породах по мере приближения к коллектору увеличивается доля остаточных сингенетических битумоидов, утративших наиболее подвижные компоненты.

От нормальных сингенетичных битумоидов их отличает повышенное содержание асфальто-смолистых веществ над маслами.

В элементном составе остаточных сингенетичных битумоидов фиксируется повышенное содержание кислорода, азота, серы и, соответственно, в них понижается концентрация углерода и водорода.

Микронефть, переместившаяся за пределы материнского слоя, превращается в эпибитумоид, который также фракционируется. Наиболее легкая часть эпибитумоида приближается по элементарному и групповому составу к нефти. На путях миграции выпадают остаточные эпигенетичные битумоиды. Одновременное присутствие эпи - и синбитумоидов однозначно определяет, что данная толща является нефтепроизводившей. При этом массовые диффузные микробитумопроявления и остаточные параавтохтонные битумоиды, которые остаются на путях первичной миграции и аккумуляции нефти, служат прямым свидетельством наличия региональных процессов формирования нефтяных залежей и являются одними из основных параметров при решении вопросов прогнозных оценок.

При увеличении глубины в нефтематеринских отложениях наряду с проявлением процесса эмиграции происходит затухание генерации УВ, что фиксируется по уменьшению содержания концентрации УВ в породе. Соответственные изменения отражаются и в керогене. В результате отрыва УВ и газов происходит снижение выхода летучих веществ, возрастание углерода и снижение водорода и гетероэлементов.

Наиболее четко в элементном составе керогена генерация нефти фиксируется по соотношению Н/С. Отношение уменьшается от 1.2 до 0.6 (в два раза) за счет расхода водорода на образование нефти. В гумусовом керогене это отношение изменяется гораздо меньше (от 0.8 до 0.6). Визуально за счет этих изменений цвет липидных компонентов керогена изменяется от желто-оранжевого до темно-коричневого.

При вторичной миграции в коллекторах микронефть фракционируется. Выделяется в отдельную фазу, с образованием залежей нефти в ловушках. На путях миграции фиксируются остаточные мальтоподобные эпибитумоиды, фиксирующие направление и масштабы миграции. В залежи аккумулируется небольшая часть от общей массы генерированных и рассеянных УВ в породах, поскольку установлено, что количество рассеянной в породах микронефти в десятки и сотни раз превосходит количество нефти, находящейся в залежах. В ловушках в пределах ГЗН формируются основные первичные нефти.

В случае генерации нефти из сапропелевого РОВ образуются метаново-нафтеновые нефти, при преобразовании лейптинитовой составляющей высшей растительности - высокопарафинистые нефти. Процесс нефтеобразования сопровождается газообразованием углеводородных и неуглеводородных газов.

Этан, пропан и бутан образуются, так же как и нефть, на стадиях МК1-МК3 преимущественно из сапропелевого ОВ.

Существует статистическое соответствие между глубинами, к которым приурочены основные запасы нефти. В среднем глубины располагаются на 0.5 – 0.8 км выше очагов генерации нефти за счет подъема при латеральной или ступенчатой миграции нефти из ГЗН к ловушкам. В результате фракционирования исходной нефти формируются вторичные фильтрованные парафинистые нефти, а также остаточные тяжелые нафтено-ароматические.

В случае подтока газа из нижележащих горизонтов формируются двухфазные залежи со вторичными газоконденсатами и остаточными тяжелыми нефтяными оторочками.

В более мягких температурных условиях соприкосновение газа с нефтью вызывает деасфальтизацию нефтей и, соответственно, их облегчение.

Полициклические асфальто-смолистые соединения выпадают из нефти и сорбируются породой.