Считается, что основным исходным веществом нефти обычно является зоопланктон и водоросли, обеспечивающие наибольшую биопродукцию в водоемах и накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода (благодаря наличию в керогене алифатических и алициклических молекулярных структур). В древности существовали теплые, богатые питательными веществами моря, такие как в Мексиканском заливе и древний океан Тетис, где большое количество органического материала падало на дно океана, превышая скорость, с которой оно могло разложиться. В результате большие массы органического материала были погребены под последующими отложениями, такими как сланец или соль. Это подтверждается наличием толстого слоя соли над месторождениями нефти на Ближнем Востоке. Образование соляных отложений свидетельствует о том, что данные водоемы длительное время были достаточно мелкими, плохо сообщались с остальным океаном и испарение сильно превышало приток морской воды извне. Впоследствии эти зоны оказались на суше в результате движения континентов. Условия достаточно уникальные, поэтому большую часть современных органических осадков на дне океана ждет другая судьба — при движении океанической коры они попадают в зону субдукции. Породы, образовавшиеся из осадков, содержащих такого типа органическое вещество, потенциально нефтематеринские. Чаще всего это глины, реже — карбонатные и песчано-алевритовые породы, которые в процессе погружения достигают верхней половины зоны мезокатагенеза, где вступает в силу главный фактор нефтеобразования — длительный прогрев органического вещества при температуре от 50 °C и выше. Верхняя граница этой главной зоны нефтеобразования располагается на глубине от 1,3—1,7 км (при среднем геотермическом градиенте 4°С/100 м) до 2,7—3 км (при градиенте 2°С/100 м) и фиксируется сменой буроугольной степени углефикации органического вещества каменноугольной. Главная фаза нефтеобразования приурочена к зоне, где углефикация органического вещества достигает степени, отвечающей углям марки Г. Эта фаза характеризуется значительным усилением термического и (или) термокаталитического распада полимерлипоидных и других компонентов керогена. Образуются в большом количестве нефтяные углеводороды, в том числе низкомолекулярные (C5-C15), почти отсутствовавшие на более ранних этапах превращения органического вещества. Эти углеводороды, дающие начало бензиновой и керосиновой фракциям нефти, значительно увеличивают подвижность микронефти. Одновременно, вследствие снижения сорбционной емкости материнских пород, увеличения внутреннего давления в них и выделения воды в результате дегидратации глин, усиливается перемещение микронефти в ближайшие коллекторы. При миграции по коллекторам в ловушки нефть всегда поднимается, поэтому ее максимальные запасы располагаются на несколько меньших глубинах, чем зона проявления главной фазы нефтеобразования, нижняя граница которой обычно соответствует зоне, где органическое вещество пород достигает степени углефикации, свойственной коксовым углям. В зависимости от интенсивности и длительности прогрева эта граница проходит на глубинах (имеются в виду максимальной глубины погружения за всю геологическую историю данной серии осадочных отложений) от 3—3,5 до 5—6 км.
