Абиогенное происхождение нефти

Материал из Википедии — свободной энциклопедии
Перейти к: навигация, поиск

Абиоге́нное происхожде́ние не́фти (неоргани́ческое происхожде́ние не́фти) — гипотеза, согласно которой нефть была образована в результате реакций различных элементов, происходящих на больших глубинах при высоких температурах и давлении. Является альтернативой доминирующей мировой теории органического происхождения нефти. Сторонники абиогенного происхождения предполагают, что нефти на Земле существует гораздо больше, чем принято считать.

Гипотеза была впервые предложена Георгием Агрикола в 16 веке. Различные абиогенные гипотезы предлагались в XIX веке прусским географом Александром фонм Гумбольдтом, русским химиком Дмитрием Менделеевым и французским химиком Марселеном Бертло. Абиогенные гипотезы были возрождены во второй половине 20-го века советскими учеными, однако их работы имели мало влияния за пределами Советского Союза, потому что бо́льшая часть исследований была опубликована только на русском языке. Абиогенная гипотеза вновь стала популярной на Западе благодаря Томасу Голду, который опубликовал свои исследования на английском языке[1]

Хотя абиогенная гипотеза была принята многими геологами в Советском Союзе, она утратила свой авторитет в конце 20-го века, потому что не позволяла делать эффективных прогнозов по открытию новых нефтяных месторождений[1].

История[править | править вики-текст]

Эпоха Менделеева - ХIХ век[править | править вики-текст]

Дмитрий Иванович Менделеев

Нефть, битумы и горючие (углеводородные) газы использовались с доисторических времен, и к середине XIX в. были высказаны самые различные суждения об их генезисе. Предположения базировались в основном на анализе обстановки ее выходов на поверхности Земли. Во многих случаях они ассоциировались с выходами на поверхность термальных источников, связанных к зонам проявления вулканизма (Италия, Мексика, Венесуэла). Поскольку вулканизм и магматизм большинством геологов связывались с действием внутренних (эндогенных) сил Земли, то и нефть также рассматривалась в качестве эндогенного продукта, образующегося либо из вулканических возгонов — эманаций (в современных построениях - флюидов), либо при высокотемпературной перегонке природных углей [2].

Во второй половине XIX в. в связи с развитием органической химии и со все более глубоким изучением компонентов нефти французскими (М. Бертло, Г. Биассон) и немецкими (С. Клоэц) химиками был выполнен ряд экспериментов по неорганическому синтезу сложных углеводородов. Эти эксперименты послужили основой для выдвижения нескольких гипотез минерального образования нефти в недрах Земли.

Дмитрий Иванович Менделеев, на протяжении многих лет уделял пристальное внимание добыче и практическому использованию нефти, и в начале 1877 г. предложил собственную гипотезу минерального или карбидного происхождения. По Менделееву, нефть образуется в глубоких недрах Земли в результате химических реакций с участием соединений углерода и водорода при высоких температурах. По мнению ученого, происходит реакция воды на углеродистые металлы (карбиды). Наличие карбидов в недрах Менделеев предполагал, опираясь на современные ему космогонические представления и на результаты исследования метеоритов. «Возможно допустить, - писал Менделеев, - что внутри Земли железо содержится, хотя бы отчасти, в виде не окисленном и в соединении с углеродом» [3].

При контакте воды и раскаленной смеси углеродистого железа с каменными породами - «смеси, напоминающей базальты» - происходил синтез нефтяных углеводородов. Для этого, как подчеркивал Менделеев, «не обязательно очень глубоко забираться», достаточно достичь таких пород, т.е. нижних частей земной коры или мантии. По расколам Земли, возникающим в процессе горообразования у подножия горных хребтов, нефть и газ вместе с парами воды и солей поднимались вверх и рассеивались в осадочных горных породах или на поверхности. При этом «всеобщем» процессе «только местами были условия для удержания нефти» в ловушках, образованных пористыми горными породами. Месторождения возникали вдоль зон разломов, а время их возникновения соответствовало «времени образования соседних гор».

«Где же рыть тем, кто вновь приступает к делу? Если органическая гипотеза справедлива, то можно сказать, что те места неизвестны. Если же минеральная гипотеза справедлива, то от богатых источников надо рыть по тому направлению, по которому тянется хребет Кавказских гор. Так, по направлению Аллеганских гор можно определить направление буровых скважин Пенсильвании. А как глубоко рыть? Для того, чтобы узнать это, необходимо в нескольких нефтяных местах провести пробные глубокие бурения» [4].

В конце XIX в. была выдвинута концепция космического происхождения нефти и газа [5], в которой обращалось внимание на присутствие углеводородов в метеоритах и на неизбежность синтеза значительных количеств углеводородов на небесных телах, в особенности на ранних стадиях формирования планет, вследствие обилия в их составе водорода и углерода. Эти построения вскоре получили поддержку у химиков [6], причем в качестве дополнительного аргумента был использован факт обнаружения углеводородов в кометах и атмосферах «красных звезд». Предполагалось также, что синтез углеводородов на Земле не завершился на ранних этапах ее формирования, а продолжается в глубоких недрах и в настоящее время.

Минеральная гипотеза Менделеева и космическая гипотеза В.Д. Соколова объясняли присутствие битумов, нефти и газа в магматических и глубоко метаморфизованных породах, лишенных остатков органической жизни. Но по мере разбуривания все более глубоких недр стало выясняться, что место рождения нефти и газа характерны для более пористых, а следовательно, менее уплотненных и менее измененных пород, не испытавших значительных температурных воздействий. Крупные залежи нефти и газа были обнаружены вдали от горных кряжей, от зон современной и недавней магматической и вулканической активности, например на равнинных (платформенных) территориях в США и Канаде. Отсутствие вблизи большинства залежей нефти и газа проявлений вулканической деятельности, а во вмещающих их породах — следов высокотемпературных воздействий способствовало постепенному отходу геологов от концепций высокотемпературного — как абиогенного, так и органического (например, при перегонке углей) — происхождения нефти и газа.

Ряд русских геологов продолжал связывать залежи нефти в верхних горизонтах осадочных пород с поступлением ее по трещинам из глубинных зон Земли на Челекене [7], в Грозном [8]. Допускалось даже, что подтоки нефти снизу по трещинам могут продолжаться и в процессе разработки залежей, однако оставалось неизвестным, находился ли источник нефти ниже подошвы осадочных пород [9]. Выяснилось, что пространственно многие залежи нефти и газа оказались ассоциированными с грязевыми вулканами (или вулканоидами [10]). У грязевых вулканов, как и у магматических, также бывают огненные извержения, но, в отличие от последних, при извержениях грязевых вулканов происходят выбросы и излияния не расплава глубинных пород, а разжиженной брекчии осадочных пород. Вот почему были предложены новые варианты концепций абиогенного происхождения нефти и газа — вулканоидная [11] и эманационная [12][13], в соответствии с которыми поступления флюидов глубинных углеводородов через каналы грязевых вулканов рассматривались как слабые проявления (отголоски) магматической активности, не проявляющейся на поверхности магматическими излияниями.

Большинство нефтяников в начале XX в. признавали органическое происхождение нефти и газа в рамках различных вариантов низкотемпературного образования углеводородов из захороненных в осадочных породах остатков органического вещества. Генезис нефти и газа стали связывать со специфическими породами, названными позднее нефтематеринскими [13][14][15]. Приуроченность почти всех залежей нефти и газа к осадочным породам, не испытавшим значительных (выше 100-150 °С) температурных воздействий, стала своеобразной «геологической оградой», которая была подкреплена «геохимической оградой». Главными элементами последней — свидетельствами низкотемпературного происхождения нефти из остатков органического вещества — надолго стали такие биометки, как оптическая активность нефти и наличие порфиринов в ее составе.

Эпоха Кудрявцева - ХХ век[править | править вики-текст]

Первая половина XX в. оказалась эпохой полного господства в нефтяной геологии представлений о низкотемпературном образовании нефти из остатков органического вещества, содержащихся в нефтематеринских породах. Большое количество работ было посвящено диагностике нефтематеринских пород, выявлению таких их признаков, критериев, которые позволили бы уверенно вести поиски залежей нефти и газа в новых, малоизученных еще регионах. В предвоенные годы итоги этих усилий нашли отражение в двух изданиях капитального труда академика И.М. Губкина «Учение о нефти», в котором была изложена наиболее популярная теория генерации нефти и газа и образования их залежей [16] . В соответствии с ней, в качестве материнских для нефти пород рассматривались глинистые осадки, накопившиеся в восстановительной обстановке мелководного моря и обогащенные (до 1,5-2 % и более) органическим веществом сапропелевого типа. Преобразование органического вещества и генерация углеводородов, по мнению И.М. Губкина, происходили во всем интервале погружения осадков до глубины в несколько километров, сначала с участием бактерий, а затем за счет возрастающих температур и давлений.

На практике нефть и газ обнаруживались в комплексах и разрезах горных пород, в которых не было пластов, удовлетворяющих хотя бы в минимальной степени критериям нефтематеринских пород. Результаты практики поисков заставляли либо расширять признаки нефтематеринских пород и условий нефтегазообразования, либо допускать возможность дальней (сотни километров) боковой (латеральной) миграции по малопроницаемым комплексам или миграцию нефти вниз. Создавшееся к середине XX столетия положение можно проиллюстрировать цитатой из работы известного американского геолога-нефтяника X. Гедберга:

«...нет необходимости допускать, что все нефти или даже все компоненты нефти образовались одним путем. Из огромного числа различных гипотез многие справедливы лишь для отдельных случаев. Много видов органического вещества в неодинаковых обстановках, в результате различных процессов, могут в одно время в одном и том же месте дать продукт, который можно назвать нефтью. Большая часть нефтей образовалась, вероятно, рано, меньшая — поздно; некоторые нефти образовались при высокой температуре, некоторые нет; одни нефти были морскими, другие — неморскими, некоторые нефти произошли из остатков животных, некоторые — из растительных остатков; некоторые нефти были растворены в воде, некоторые — нет; одни нефти мигрировали, другие образовались in situ; одни нефти мигрировали из глинистых сланцев, другие — из известняков и т. д. Детали происхождения одной нефти могут быть совершенно иными, чем у другой. Происхождение любой отдельно взятой нефти, существующей сегодня, можно описать сложным процессом с взаимодействием многих различных факторов. Необходимо выработать главные принципы, которые в отдельности или в их сочетании могли бы разрешить проблему происхождения основной массы мировой нефти» [17].

В этой ситуации возрождение взглядов об абиогенном происхождении нефти было вполне закономерным, поскольку степень разработанности органической теории уже не могла удовлетворить поисково-разведочную практику [18].

Николай Александрович Кудрявцев

В нашей стране новый этап развития теории неорганического, абиогенного происхождения нефти начался в 1951 г. с работ профессора Николая Александровича Кудрявцева [19][20], который особое внимание уделял анализу геологических условий и закономерностей распространения залежей нефти и газа. По сравнению с эпохой Д. И. Менделеева глубины поисковых скважин на нефть и газ возросли в десятки раз, и в некоторых из нефтегазоносных регионов США и СССР чехол осадочных пород был разбурен насквозь, вплоть до их фундамента. На основании анализа данных о присутствии включений и даже залежей нефти, битумов и углеводородных газов в изверженных и метаморфических породах фундамента Н. А. Кудрявцев высоко оценивал перспективы нефтегазоносности нижних глубоких горизонтов осадочного разреза; он показал также ведущую роль вертикального (снизу вверх) перемещения углеводородов в недрах. «Неорганическая гипотеза, в противоположность органической, считает, что глубинные горизонты нефтеносных районов всегда перспективны», — писал Н. А. Кудрявцев [21]. Значительное место в его исследованиях занимал критический анализ различных вариантов в рамках представлений об органическом генезисе углеводородов [22]. Как практический геолог-нефтяник он неоднократно писал о невозможности обосновать с позиций органической теории успешную практику разведки нефтяных месторождений в глубину и выдачи с тех же позиций конкретных и правильных указаний по оценке новых районов с точки зрения их нефтеносности.

Новые построения Н. А. Кудрявцева нашли поддержку среди ученых [23][24][25][26]. Именно в этот период, в начале 1950-х гг., в геологической науке происходили крупнейшие изменения, стимулированные новыми представлениями о первоначально холодном состоянии Земли и последующем ее разогреве, формировании ее оболочек в процессе прогрессирующей дифференциации и дегазации вещества глубоких недр Земли [27]. В эти же годы были заложены основы учения о глубинных разломах и показана их роль в формировании основных структурных элементов земной коры и месторождений полезных ископаемых.

Эти идеи подводили базис под теорию глубинного образования нефти и газа. Стало возможным выделение двух типов дифференциации вещества Земли: напряженного (магматического) и ослабленного (эманационного, флюидного), а так же связать подъем глубинных углеводородов с глобальными тектоно-геохимическими процессами, сопровождающимися дегазацией. Выяснилось, что газ не является продуктом дегазации нефти, а наоборот, накопление нефти в земной коре отходит на второй план на фоне колоссального процесса поднятия углеводородов из недр Земли. Таким образом, в этих работах образование залежей нефти и газа оказалось связанным с «газовым дыханием» Земли; в них так же был показан парагенез углеводородов с другими глубинными газами (азотом, гелием), акцентировано внимание на связи нефти и газа с разрывами и участками крутого изгиба (флексурами) поверхности фундамента. На ряде примеров удалось показать, что залежи углеводородов и нефтепроявления в разрезе часто имеют вид вертикальной «трубы», связанной внизу с зонами дислокаций фундамента. Был впервые сформулирован вывод о сквозном характере нефтегазоносности разреза осадочных пород (присутствии нефти и газа в тех или иных концентрациях по всему стратиграфическому разрезу от пород фундамента до при поверхностных горизонтов) в каждом крупном продуктивном регионе.

В 1957 г. во Львове состоялось Всесоюзное совещание по проблеме миграции нефти и газа и формирования их скоплений, на котором с поддержкой представлений об абиогенном происхождении углеводородов выступил ряд украинских ученых. Все чаще в работах геологов-нефтяников, занимавшихся вопросами формирования залежей нефти и газа и закономерностей нефтегазонакопления встречаются выводы о преобладании вертикальной миграции углеводородов, а их предполагаемый источник постепенно опускается все глубже в самые низы осадочного чехла.

1960-х гг развернулась капитальная перестройка здания всей геологической науки. Она началась с революционной смены тектонических представлений о строении и развитии материков и океанов: фиксистская парадигма неизменного положения материков уступила место мобилистской [28], в соответствии с которой крупные блоки (плиты) наружной оболочки Земли (литосферы) могут не только перемещаться по поверхности Земли, но и погружаться в ее недра до глубин 600-700 км.

Флюидный режим земной коры и верхней мантии[править | править вики-текст]

Появились многочисленные и надежные данные о восстановленном характере мантийных флюидов, в составе которых преобладают водород и метан. Многие годы одними из главных возражений относительно возможности абиогенного происхождения углеводородов были доводы о водно-углекислом составе флюидов, выносимых из глубинных (в том числе мантийных) магматических очагов вулканами и гидротермами. Сила этого аргумента заключалась в его очевидности, хотя еще В. Д . Соколов [29] указывал, что Н20 и С02 в вулканических эманациях могут образоваться при окислении (приповерхностном и даже в атмосфере) глубинных углеводородов. Термодинамические расчеты состояния равновесных газовых систем для больших глубин [30][31][32] показывали, что с ростом давления неизбежно меняется состав флюидов - от окисленного к восстановленному. Обнаружение углеводородных газов и битумов в газово-жидких включениях минералов глубинных пород (в том числе вынесенных в трубках взрыва из мантии с глубин до 150 км) или самородных элементов (железо, алюминий, олово, цинк, хром), интерметаллических соединений (железо, никель и др.), карбидов (муассанит, когенит) в числе сингенетичных минералов - все это подкрепило результаты расчетов [33][34][35][36][37]. Включения графита в метаморфических и изверженных породах распространены широко, но в последнее время выяснилось, что значительные содержания углерода в глубинных породах находятся в рассеянной, скрытой форме [38].

Наличие водорода, метана и более сложных углеводородов в составе флюидов, участвующих в магматической и гидротермальной деятельности, — обосновывалось, например, в целом ряде работ [39][40][41][42][43][44][45][46][47][48][49][50][51][52]. Не имеют значения формы нахождения углерода в мантийных минералах. Главное, что процессы самовосстановления однозначно указывают на то, что содержание углерода в мантии достаточно, чтобы обеспечить переход от окислительных условий (в мантии) к восстановительным, как бы ни изменялись Р- и Т -условия. Таким образом, выводы советских петрологов и геохимиков нашли поддержку в построениях ряда крупнейших зарубежных геохимиков, которые были ими представлены в докладах на 27 сессии Международного геологического конгресса (Москва, 1984). Результаты тщательных исследований продуктов извержения вулкана Тятя показали неожиданно высокие масштабы выноса (100 тыс. т в 1973 г.) нефтяных углеводородов и органических соединений лавой и пепловыми тучами [53]. Разгрузки мантийного водорода (1,3 млрд. м3 в год) и метана (160 млн. м3 в год) через крупнейшие расколы Земли вслед за рифтовой зоной Исландии [54] были обнаружены и в целом ряде рифтовых участков в пределах системы срединно океанических хребтов дна Мирового океана[55][56].

Скопления углеводородов на больших глубинах[править | править вики-текст]

По программе сверхглубокого бурения в Татарии и Башкирии в пределах нефтеносных площадей были пробурены скважины, которые не только вскрыли весь разрез осадочных пород, но и углубились в докембрийские породы фундамента до 2—3 км. Выяснилось, что и на столь больших глубинах встречаются мощные, во многие десятки метров, горизонты сильно трещиноватых, истертых почти в порошок кристаллических пород (типа гранитов, гнейсов, диоритов), насыщенные газами и рассолами. В составе газов обнаружены метан и его гомологи, а в породах легкие битумы [57][58]. Аналогичные коллекторские горизонты зафиксированы и в Кольской сверхглубокой скважине, особенно мощные в интервале 9,4-10,5 км; в составе газов в этой скважине на глубинах более 8,5 км растет содержание водорода [59]. Газонасыщенность и битуминозность горных пород в этих сверх глубоких скважинах проявляется вне какой-либо связи с осадочными породами. Присутствие на столь больших глубинах реальных коллекторов-резервуаров обнадеживает в отношении возможных перспектив их нефтегазоносности [60][61][62].

Средние и максимальные глубины поисковых скважин на нефть и газ все время росли. Во многих нефтегазоносных регионах мира были разбурены уже не только средние, но и нижние горизонты осадочного разреза на глубинах 5-8 км. Для обнаруженных на этих глубинах скоплений углеводородов характерен ряд специфических черт, которые можно связать с вторжением глубинных углеводородов [63]. Для этих глубин преобладающими оказались не поровые емкости в горных породах, а трещинно-поровые, трещинно-кавернозные. В связи с этим на больших глубинах породами, вмещающими нефть и газ, становятся не только пористые песчаники и известняки, но и уплотненные глинистые (аргиллиты) или известковистые (писчий мел) породы, вулканогенные образования, кристаллические интрузивные и метаморфические породы. Для нижних глубоких горизонтов осадочного чехла отмечается присутствие глубинных неуглеводородных газов - С02, Не, Н2, концентрация которых растет по мере приближения к фундаменту [64][65]. Для глубоких залежей часто характерны так же упругие режимы разработки, связанные с упругим сжатием как скелета пород, так и резервуарных флюидов. Типичными для залежей оказываются уже аномально высокие пластовые давления, по своей величине близкие к весу столба пород [66][67].

На средних (3-5 км) и небольших (1-3 км) глубинах вторжение глубинных флюидов заметно в меньшей мере, так как здесь они заполняют преимущественно первичное пористое пространство пород, лишь оттесняя седиментационные (первичные) воды. Контуры «каналов дегазации» вверх по разрезу расплываются. Но и здесь, наверху залежи углеводородов оказываются отчетливо чужды фоновым первично пластовым флюидам, что проявляется в комплексе локальных геохимических и термодинамических аномалий, связанных с залежами углеводородов. Термодинамически залежи подобны «горячим утюгам» в теплой комнате, окруженной холодным воздухом.

Глубинные разломы земной коры[править | править вики-текст]

Нефтяные месторождения напрямую связаны с тектоническими структурами

Результаты геофизических, модификаций сейсмических методов, исследований, а так же данные глубокого и сверхглубокого бурения за 80-90-е гг внесли важные коррективы в представления о строении глубоких горизонтов осадочного чехла. Оказалось, что глубинные разломы земной коры широко развиты не только в горных областях, по их периферии, а встречаются и в пределах равнинных, называемых геологами платформенными, территорий [68][69][70]. В основании осадочного чехла зоны разломов выражены в рельефе поверхности фундамента крупными ступенями или системой мелких ступеней (сбросов). Выяснилось, что борта и центральные части даже таких обширных и, казалось бы, плоскодонных чаш, как Западно-Сибирская, Прикаспийская, Примексиканская впадины, впадины Сирт (Ливия), Североморского бассейна, осложнены системами глубинных разломов [71][72][73][74] и рвов (грабенов, рифтов, трогов). Протягивающаяся в меридиональном направлении через центральную часть Западно-Сибирской впадины система таких рвов (Колтогорско-Уренгойских грабенообразных прогибов) — это своеобразный аналог рифтовой зоны срединно-океанического хребта Атлантического океана.

Рифтовые зоны океанов рассматривались как структуры растяжения, в которых предельно утоненная океаническая кора разрывается и из приближенной к дну океана разогретой мантии Земли поступает базальтовый расплав. И в грабенообразных прогибах (трогах, рифтах) в основании нефтегазоносных впадин земная кора также оказалась утоненной, а повышенный тепловой поток и данные сейсморазведки подтверждают, что мантия под этими структурами аномальная (разогретая и разуплотненная). Подтверждается заключение о существовании двух типов глобальной дегазации Земли.

Таким образом, геологические и геофизические данные дают убедительные свидетельства тесных (генетической и парагенетической) связей между процессами нефтегазонакопления в недрах и формированием глубинных разломов, особенно в зонах разогретых очагов мантии с более тонкой земной корой (рифтах) [75][76]. Значение глубинных разломов и рифтов в нефтегазонакоплении стало общепризнанным [77][78][79][80]. Установлено участие разломов в формировании ловушек, емкостей для коллекторов (резервуаров углеводородов), а так же в создании условий для вертикальных перетоков в толщах горных пород.

Для выявления глубинных разломов, контролирующих нефтегазонакопление, использовались методы дистанционных исследований Земли со спутников: глубинные разломы «просвечиваются» на снимках земной поверхности из космоса [81]. Сторонники абиогенного генезиса нефти и газа связывают с зонами глубинных разломов синтез углеводородов и подъем флюидов из глубоких недр Земли. Но делаются попытки объяснить установленную генетическую связь нефтегазообразования с разломами Земли с позиций органической теории [82][83][84][85][86]. Авторы таких построений подчеркивали, что принимаемые до сих пор механизмы генерации углеводородов из органического вещества при невысоких температурах малореальны; не эффективны и все ранее предложенные механизмы эмиграции рассеянных углеводородов из горных пород. Со ссылкой на проведенные эксперименты отмечается, что действие упругих переменных деформаций ускоряет преобразование органического вещества. Кроме того, свойство нефтематеринских пород удерживать углеводороды в тектонически спокойные периоды и отдавать их под действием сейсмического встряхивания объясняет процессы «созревания» и первичной миграции углеводородов. По мнению авторов, построения, учитывающие роль сейсмотектонического фактора, объясняют известную приуроченность нефтегазоносных областей к тектонически подвижным геоструктурным элементам, связь нефтяных месторождений с глубинными разломами, локализацию нефтепроявлений в зоне внедрения в осадочный чехол интрузивных образований, соляных штоков, прежде «ошибочно» увязывавшиеся с предположениями о неорганическом происхождении нефти.

В результате прогнозирование перспектив нефтегазоносности было поставлено на новую теоретическую основу. Было введено в употребление правило:

Закон Кудрявцева: Во всех без исключения нефтеносных районах, где нефть или газ имеются в каком-либо горизонте разреза, в том или ином количестве они найдутся и во всех нижележащих горизонтах (хотя бы в виде следов миграции по трещинам). Это положение совершенно не зависит от состава пород, условий образования (могут быть метаморфизованные и кристаллические породы) и содержания в них органического вещества. В горизонтах, где имеются хорошие коллекторы и ловушки, возникают промышленные залежи.

Очевидно, однако, лишь то, что ряд авторитетных специалистов вынужден отказаться от кардинальных многолетних разработок и взять на вооружение фактор, воздействие которого на процессы нефтегазообразования (механо-химические реакции синтеза углеводородов) или нефтегазонакопления представляется логичным для больших глубин, но весьма проблематично для верхних горизонтов осадочного чехла. В тоже время в этом подходе ярко проявляется признание истинности следствий, вытекающих из представлений об абиогенном происхождении нефти и газа.

Стало ясно, что процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления гораздо теснее связаны с развитием глубинных оболочек Земли, с эволюцией глубинного вещества Земли, процессами глубинной дегазации Земли. Отдельные исследователи усматривают при этом разные механизмы, пути и способы образования глубинных углеводородов, привлекая в качестве источника углерода и былое органическое вещество [87][88][89][90]. И не случайно проблема глубинного абиогенного происхождения углеводородов теперь рассматривается в тесной взаимосвязи с вопросами изменения вещественного состава пород и флюидов, с формированием рудных месторождений [91], деформациями горных пород [92]. Близкие идеи развивались в США [93].

Изотопные критерии глубинности углеводородов[править | править вики-текст]

Различия изотопного состава углерода [94][95] и водорода [96] в метане в скоплениях углеводородов из различных регионов или отличающихся по глубине залегания трактуются обычно как очевидные свидетельства образования углеводородов либо за счет органического вещества разного состава, либо вследствие различий термодинамических обстановок их генерации, т. е. изменения изотопного состава метана рассматриваются прежде всего как первичные, генетические. С позиций абиогенного генезиса углеводородов эти же различия можно объяснить многообразием термодинамических и окислительно-восстановительных условий образования метана непосредственно при глубинном синтезе, а так же термальной и окислительной деструкции и другими преобразованиями (в том числе при участии бактериальной деятельности в приповерхностных обстановках) глубинных углеводородов при их вторжении в осадочные породы [97].

Более информативным для суждения о генезисе углеводородов является содержание изотопов С и Н не в метане, а в нефти и битумах. Отмечается выдержанность, узкий интервал колебаний изотопного состава углерода и серы для нефтей [98] разного состава, залегающих на различных глубинах и в породах различного литологического состава. Не менее удивительно и то, что по изотопному составу нефти осадочных пород почти не отличаются от битумов изверженных пород, а также битумоидов метеоритов [99]. Колебания изотопного состава нефти можно объяснять поэтому не только процессами фракционирования изотопов, но и неоднородностью изотопного состава углерода мантии [100]. Вполне понятна с этих позиций закономерность параллельного и синхронного изменения изотопного состава углерода и водорода в метановых и ароматических углеводородах парафинистых и непарафинистых нефтей всего мира [101], которая объяснима лишь при высокотемпературной упорядоченности химического и изотопного составов нефтей. Для компонентов органического вещества, рассматриваемых в качестве предшественников различных групп углеводородов, столь высокой упорядоченности изотопного состава на протяжении их захоронения в осадочных породах не наблюдается. Данные по глобальному балансу углерода [102][103] согласуются с глубинным генезисом углеводородов.[104]

Аргументы за абиогенное происхождение нефти[править | править вики-текст]

1. Дегазация Земли[править | править вики-текст]

Пётр Николаевич Кропоткин

Развитие идей П.Н. Кропоткина о дегазации Земли является доказательной основой наличия глубинных источников углеводородов в недрах Земли и реализации процессов глобальной разгрузки глубинных флюидов в верхней части земной коры. Работами Ф.А. Летникова, А.А. Маракушева, Г.И. Войтова, В.Н. Ларина и др. доказано существование источников первичных доноров нефти и газа – водорода, углерода и метана в мантии и ядре Земли, обеспечивающих на Земле баланс запасов углеводорода. По данным Б.М. Валяева в планетарном масштабе при ежегодном минимальном поступлении углеводородных газов (5×1013 г/год) за 500 млн. лет к поверхности Земли вынесено углеводородов (2,5×1022 г) во много тысяч раз больше прогнозных запасов нефти (2×1017 г), нефтяных битумов (1×1018 г) и горючих сланцев (5×1018 г) вместе взятых [105][106]

Обнаружение глобальной сети разгрузки глубинных углеводородов в виде метановых «факелов» высотой до 600-1000 м над глубинными разломами на дне Марианской и Тонгалезкой впадин, Карибского и Красного морей, Калифорнийского залива, в других местах вдоль всей глобальной системы рифтов и трансформных разломов. Из ныне действующих подводных гидротерм с температурой 330-400оС, где на дне океана нет никаких осадочных пород, отобраны пробы гидротермальных нефтей. Обычными находками глубоководных проб являются образцы гидротермального каменного угля и жидкой гидротермальной нефти, обнаружены крупные промышленные залежи нефти (Калифорнийский залив и тихоокеанская впадина Эсканаба)[107].

«В атмосфере Земли содержится 2 500 000 000 тонн водорода, который улетает в космическое пространство "со скоростью" примерно 250 000 тонн в год (Белов 2003[108])[109]. Очевидно, что раз содержание водорода в атмосфере не меняется, то должен существовать постоянно действующий источник водорода той же мощности... Этим источником без сомнения является дегазация Земли» [110].

2. Месторождения углеводородов в фундаменте[править | править вики-текст]

Прямые признаки нефтегазоносности установлены в глубоких и сверхглубоких скважинах, пробуренных на докембрийском щите в Центральной Швеции (Гравберг 1, Стенберг 1). Отсутствие или маломощный (до 300 м) покров осадочных пород в пределах Балтийского щита, в районе Кольской 3СГ, исключает биологическую природу вскрытых на сверхглубинах нефти и газа. Прямым доказательством абиогенного происхождения нефти является установление промышленной нефтегазоносности базальных континентальных отложений осадочного чехла и фундамента в пределах более чем 50 нефтегазоносных бассейнов Земли. В пределах около 450 открытых к 2000 году месторождений в кристаллическом фундаменте, сосредоточено почти 3,3 трлн.м3 газа и более 20,5 млрд.т. нефти, что составляет почти 15% в мировом балансе запасов в 2000 году.[111][112]

3. Метаногидраты в океанической коре[править | править вики-текст]

Доказательством глубинного абиогенномантийного генезиса углеводородов служат факты глобальной газогидратности 95% дна мирового океана[113] и происходящее на наших глазах формирование в современном слое донных осадков плейстоценового возраста гигантских ресурсов метаногидратов. По данным Геологической Службы США их суммарные геологические запасы содержат 1133х1016 (113 сотен квадриллионов) м3 метана, что почти в 55000 раз превосходят мировые запасы природного газа в 2011 году (208,4 трлн. м3).[114][107]* И если, при текущем потреблении газа, его должно хватить на 63 года, то ресурсов метаногидратов может хватить почти на 3,5 млн. лет. [115] [116][117]

4. Сейсмические волноводы в астеносфере[править | править вики-текст]

Обнаружение геофизическими методами (ГСЗ, КМПВ, МТЗ и др.) в астеносфере Земли слоев с пониженными скоростями сейсмических волн (так называемые сейсмические волноводы), характеризующиеся повышенной флюидонасыщенностью и электропроводностью, указывает на наличие глубинных очагов генерации углеводородов [118]

5. Моделирование синтеза и состояний углеводородов[править | править вики-текст]

Получили подтверждение данные термодинамических расчетов[119] по устойчивости тяжелых углеводородов в термобарических условиях мантии Земли. Расчеты, выполненные на новой термодинамической основе и с учетом новейших достижений в области компьютерного моделирования физикохимических процессов, подтверждают и реабилитируют фундаментальный научный результат Э.Б. Чекалюка об увеличении с глубиной молекулярной массы термодинамически равновесных углеводородов в верхней мантии[120].

Термодинамическое обоснование существования метастабильного равновесного состояния СН-системы и определение граничных условий для различных фазовых состояний углеводородов позволило доказать, что при низких давлениях тяжелые углеводороды нестабильны и с увеличением давления количество синтезируемых тяжелых углеводородов возрастает. Метан не полимеризуется в тяжелые углеводороды при низких давлениях и любых температурах. Превращение тяжелых углеводородов в метан совпадает с фазовым переходом алмаз-графит [121].

Работами Бойко Г.Е., Гринберга, В.С.Зубкова, И.К.Карпова, Э.Б.Чекалюка и др. на основе термодинамического моделирования установлено, что нефть и природный газ возникают в мантии Земли на глубинах не менее 70-100 км при давлениях 20-80 кбар и температурах 800-1800оК. Так, исследования по определению температуры образования нефти по количественным соотношениям изомеров одинакового химического состава, по образцам 322 нефтей из разных месторождений мира доказали, что во всех нефтях мира изомеры ароматических углеводородов находятся в соотношениях, соответствующих равновесию при температуре примерно 1000-1400оК (730-1130оС). Термодинамический расчет полного углеводородного состава нефти показал, что нефть находится в состоянии равновесия в условиях температур 1600-1800оК и давлении 2-4х103 МПа, что указывает на синтез нефти на глубинах 40-160 км.[120][122][123][124][125].

Учёные Института геологии и минералогии обнаружили тяжёлые углеводороды в мантии Земли и алмазах[126][127] и смогли синтезировать тяжелые углеводороды в лабораторных условиях[128][129].

6. Изотопный состав[править | править вики-текст]

Состав первичных флюидных включений, изученных в 227 образцах мантийных перидотитовых ксенолитов в щелочных базальтах, перидотитов из офиолитовых толщ, перидотитовых кумулятов, серпентинизированных тектонитов, базальтов, габбро и гранитов, отобранных в 50 регионах и разных частях мира, содержит метан (CH4), этан (C2H6), пропан3H8), бутан4Н10), тяжелые алканы группы н-С14 – н-С33, а из изопреноидного ряда – пристан и фитан. Величина изотопа δ13С (возле 27%) у всех выделенных углеводородов надежно свидетельствует, что они не являются биологическим загрязнением из окружающей среды. Концентрации СН4, С2Н4, С3Н8, С4Н10 в составе первичных флюидных включений достигают 200-500 г/т.

В составе первичных флюидных включений по результатам изучения 53 алмазов из кимберлитовых трубок Азии, Африки, Северной и Южной Америки идентифицированы Н2О, Н2, СО, СО2, СН4, С2Н4, С3Н8, С4Н10, СН3ОН, С2Н5ОН и твердые углеводороды. Эти алмазы имеют возраст 3,1 млрд. лет и глубину образования 400-500 км. Концентрация углеводородов в алмазах измеряется 30-35 г/т. В их кимберлитах же содержание углеводородного ряда СnН2n+1 и СnН2n+2 на 1-2 порядка больше. Например, концентрация этих углеводородов в составе первичных флюидных включений арканзаского и навахского кимберлитов (США) соответствует 4456 и 4653 г/т, а африканского 7087 г/т.[111]

7. Не биологическое происхождение «биомаркеров»[править | править вики-текст]

В многочисленных работах [119][130][131][132][133][134] доказана небиологическая природа так называемых биомаркеров, которые рассматривались в качестве «абсолютных» биологических меток нефтей. Биомаркеры обнаружены в метеоритах, мантийных ксенолитах и фумаролах современных вулканов. Г. Уриссон с соавторами[135] установили остатки питавшихся нефтью микроорганизмов, присутствие которых в земной коре доказано до глубин 56 км и более. Загрязнение нефтей верхних стратиграфических этажей микрофоссилиями нижележащих отложений осадочного чехла объяснено в многочисленных работах А.М. Медведевой (1980), Т.Т. Клубовой, Э.М. Халимова (1995), К.В. Виноградовой (1982) вымыванием и обогащением микрофоссилиями нефти на путях вертикальной миграции углеводородов.

Факт, окончательно развеивающий доводы об органической природе «биометок» природных нефтей, приводит А.С.Эйгенсон:

«ни в одной нефти не обнаружено хотя бы остатков железных и магниевых комплексов порфиринов, но только ванадиевые и никелевые». В то время как, «именно производные порфирина в виде магниевого комплекса входят в состав хлорофилла зеленых растений, а в виде комплекса двухвалентного железа – в состав гемоглобина и цитохрома»[136].

Исходя из концепции о мантийном происхождении нефти, показано, что из газообразных мантийных флюидов могут образоваться почти все азотистые соединения, входящие в состав нефти, в частности, порфин и VO- и Ni – порфиринов. Установлено, что уже на ранних стадиях образования абиогенной нефти пары N – Ni и S – V выполняют системообразующую функцию [137]

8. Химические аномалии нефти[править | править вики-текст]

Особенности нефтегазообразования по Ю.И. Пиковскому, с дополнениями В.И. Дюнина [138]

Ярко выраженная геохимическая черта нефти – постоянная и сильная положительная европиевая аномалия (по данным S.Taylor, S.McLennan 1985[139] это характерная черта глубинных образований), специфический микроэлементный состав, не присущий более никаким другим веществам Земли, повышенное содержание транзитных элементов (Ni, Co, Cr, V и др.) и платиноидов, позволили А.А.Маракушеву с соавторами сделать вывод об «ультрабазитовой» геохимикометаллогенической специализации нефти и ее абиогенном мантийном происхождении[140]. Группа ученых ChevronTexaco под руководством Джереми Дала (Jeremy Dhala) обнаружила в нефтях Мексиканского залива нанокристаллы алмаза, а также произвели экспериментальное подтверждение образования углеводородов вместе с алмазами при термобарических условиях верхней мантии.[источник не указан 55 дней]

9. Невозможность латеральной миграции[править | править вики-текст]

Количественные расчеты показывают физическую невозможность реализации в природных условиях процессов первичной и вторичной латеральной миграции нефти[114]. Ранее аналогичные количественно аргументированные выводы о нереальности физических процессов латеральной миграции нефти приводили А.Е. Гуревич, В.Ф. Линецкий, В.Б. Порфирьев и др.[141][142][143][144]

10. Подпитка месторождений[править | править вики-текст]

Несопоставимость потенциала богатейших нефтегазоносных бассейнов мира, к результатам балансовых отчетов, оценивается не разами, а порядками[107][145][146], что говорит о физической невозможности осадочных пород месторождений производить и вмещать фактически добываемые объемы нефти и газа, без мантийной подпитки.[147]

11. Углеводороды в Солнечной системе и галактике[править | править вики-текст]

Наличие огромного количества метана на Титане и в атмосферах Юпитера, Сатурна, Урана и Нептуна трактуется[1] в качестве доказательства формирования углеводородов без живых организмов[148].30-метровый радиотелескоп Института радиоастрономии в миллиметровом диапазоне (Франция, Германия, Испания), располагающийся в испанской Сьерра-Неваде, позволил Жерому Пети (Jérôme Pety) и его группе открыть в «гриве» туманности Конской головы углеводороды, из которых состоит нефть и природный газ. Высокий уровень углеводородов оказался особенно неожиданным. «Туманность содержит их в 200 раз больше, чем Земля — воды!»[149]

"Сейчас основным поставщиком ароматических углеводородов в межзвёздную среду считаются старые звёзды-гиганты умеренных масс (несколько масс Солнца). В финале эволюции такая звезда сильно расширяется, в результате чего её атмосфера остывает, но сохраняет относительно высокую плотность — подходящие условия для образования ПАУ и сажи." [150][151][152][153]


Примечания[править | править вики-текст]

  1. 1 2 3 Glasby, Geoffrey P. (2006). «Abiogenic origin of hydrocarbons: an historical overview» (PDF). Resource Geology 56 (1): 83–96. DOI:10.1111/j.1751-3928.2006.tb00271.x. Проверено 2008-02-17.
  2. Humbolt A. Kosmos, 1858, v. 4.
  3. Менделеев Д.И. Соч. Т. 10, Л.-М.: И зд-во АН СССР, 1949. - с. 241
  4. Менделеев Д.И. Соч. Т. 10, Л.-М.: Изд-во АН СССР, 1949. - с. 243
  5. Sokoloff W. Bull. Soc. Imperiale Naturalistes . Moskou, 1889, N 4, p. 720.
  6. Кижнер H. Ж. Русск. физ.-хим. о-ва. Часть хим., 1914, т. 46, вып. 7, с. 1428.
  7. Иванов А.П. Нефтяное дело, 1903, № 6-9.
  8. Ячевский Л. Изв. о-ва горных инженеров, 1905, № 1, с. 1.
  9. Баскаков Л.И. 3-й Международный нефтяной конгресс. Бухарест, 1907, с. 8.
  10. Штебер Э.А . Южный инженер , 1914, № 4, с. 92.
  11. Штебер Э.А . Изв. Сев.-Кавказ, пед. ин-та, 1924, т. 2, с. 89.
  12. Coste Е. Trans. Amer. Inst. Mining Eng ., 1905, v . 35, p. 288.
  13. Гефер Г. Нефть и ее производные. СПб, 1907.
  14. Потонье Г. Происхождение каменного угля и других каустобиолитов. Л.: Главы, ред. горно-топливн. лит-ры, 1934.
  15. Архангельский А.Д . Условия образованиянефти на Северном Кавказе. М.- Л: Изд-во Сов. нефт. пром-сти, 1927.
  16. Губкин И.М. Учение о нефти. М.-Л.: ОНТИ, 1937.
  17. Гедберг X.Д. Геологические аспекты происхождения нефти. М.: Недра, 1966. с. 100.
  18. Менделеев Д.И. Энциклопедический словарь (Ф. А. Брокгауз и И.А. Ефрон). Т. 20-А . Спб., 1897, - с. 939.
  19. Кудрявцев Н.А. Против органической гипотезы происхождения нефти — Нефтяное хозяйство № 9, 1951 — с.17.
  20. Кудрявцев Н.А. В сб.: Материалы дискуссии по проблеме происхождения и миграции нефти. Киев-Львов: Изд-во АН УССР, 1955, - с. 38.
  21. Кудрявцев Н.А. В сб.: Материалы дискуссии по проблеме происхождения и миграции нефти. Киев-Львов: Изд-во АН УССР, 1955, - с. 80.
  22. Кудрявцев Н.А. Генезис нефти и газа. Л.: Недра. 1973.
  23. Кропоткин П.Н. В сб.: Советская геология. Сб. 47. М ., 1955, с.104.
  24. Порфирьев В.Б . Проблема миграции нефти и формирования скоплений нефти и газа. М.: Госгеолтехиздат, 1959, с. 165.
  25. Кравцов А.И. Основы геологии горючих ископаемых. М.: Высшая школа, 1966.
  26. Флоровская В.Н. и др. Диагностика органических веществ в горных породах и минералах магматического и гидротермального происхождения. М.: Наука , 1968.
  27. Виноградов А.П. Изв. АН СССР. Сер. Геол., 1962, № 11, с.13.
  28. Хэллем Э. Великие геологические споры . М.: Мир, 1985.
  29. 6. Sokoloff W. Bull. Soc. Imperiale Naturalistes . Moskou, 1889, N 4, p. 720.
  30. Волков В.П., Рузайкин Г.И. Математическое моделирование газовых равновесий в вулканическом процессе. М.: Наука, 1974.
  31. Карпов И.К., Киселев А.И., Летников Ф.А . Моделирование природного минералообразования на ЭВМ. М.: Недра, 1976.
  32. Чекалюк Э.Б. Термодинамические основы теории минерального происхождения нефти. Киев: Наукова думка, 1971.
  33. Летников Ф.А. и др. Флюидный режим формирования мантийных пород. Новосибирск: Наука, 1980.
  34. Кадик А.А., Луканин О.А. В сб.: 27-й Международный геологический конгресс. Геохимия и космохимия. Т. 11. М.: Наука , 1984, с. 175.
  35. Слободской Р.М. Элементоорганические соединения в магматогенных и рудообразующих процессах. Новосибирск: Наука, 1981.
  36. Новгородова М.И. Самородные металлы в гидротермальных рудах. М.: Наука, 1983.
  37. Штейнберг Д.С., Лагутина М.В. Углерод в ультрабазитах и базитах. М.: Наука , 1984.
  38. Freund F. Geochim. et cosmochim. acta, 1980, v. 44, p. 1919.
  39. Галимов Э.М., Банникова Л.А., Барсуков В.Л . Геохимия, 1982, № 4, с. 473.
  40. Рябчиков И.Д. Докл. АН СССР, 1983, т. 2 6 8 , № 3, с. 703.
  41. Маракуихев А.А., Перчук Л.Л. Международный геохимический конгресс. М.: Наука, 1971. с. 68.
  42. Овчинников Л.Н. В кн.: Проблемы магматической петрологии. М.: Наука, 1973, с. 318.
  43. Хитаров И.И. Шестнадцатое чтение им. В.И. Вернадского (12 марта 1974). М.: Наука, 1976.
  44. Геншафт Ю.С. Экспериментальные исследования в области глубинной минералогии и петрологии. М.: Наука, 1977.
  45. Зотов И.А., Перцев Н.Н. В кн.: Флюиды в магматических процессах. М.: Наука, 1982.
  46. Бескровный Н.С. Нефть, битумы и углеводородные газы как спутники гидротермальной деятельности. Л.: Недра, 1967.
  47. Бескровный И.С. В кн.: Особенности глубинного строения земной коры и теоретическое обоснование неорганического генезиса нефти. Киев: Наукова думка, 1982, с. 254.
  48. Иванкин П.Ф., Назаров Н.И. Сов. Геология, 1984, № 2, с. 90.
  49. Петерсилье И.А. Геология и геохимия природных газов и дисперсных битумов некоторых геологических формаций Кольского полуострова. М .-Л.: Наука, 1964.
  50. Лутц Б.Г. Химический состав континентальной коры и верхней мантии. М.: Наука, 1975.
  51. Никольский Н.С. Термодинамика минеральных равновесий базитов. М.: Наука, 1978.
  52. Моисеенко В.Г., Сахно В.Г. Глубинные флюиды, вулканизм и рудообразование Тихоокеанского пояса. М.: Наука, 1982.
  53. Марханин Е.К Вулканы и жизнь (проблемы биовулканологии). М.: Мысль, 1980.
  54. Кононов В.И., Поляк Б.Г. Докл. АН СССР, 1974, т. 214, № 1, с. 163.
  55. Welham J., Craig Н. Geophys. Res. Lett., 1979, v . 6, N 11, p. 829.
  56. Kim K, Craig H., Horible Y. Trans. Amer. Geophys. Union, 1983, v. 64, N 45, p. 724.
  57. Кропоткин П.Н. и др. Докл. АН СССР, 1966, т. 170, № 2, с. 406.
  58. Зорькин Л.М. и др. Докл. АН СССР, 1977, т. 235, № 6, с. 1389.
  59. Кольская сверхглубокая. М.: Недра, 1984.
  60. Порфирьев В.Б., Клочко В.Г. В кн.: Особенности глубинного строения земной коры и теоретические обоснования неорганического генезиса нефти. Киев: Наукова думка, 1982, с. 5.
  61. Созанский В.И. Геология нефти и газа, 1977, № 7, с. 62.
  62. Краюшкин В.А. Абиогенно-мантийный генезис нефти. Киев: Наукова думка, 1984.
  63. Валяев Б.М., Люсгпих А.Е. В сб.: Происхождение нефти и газа и закономерности образования и размещения их залежей. Тезисы докладов республиканского совещания. Львов: Изд-е ИГиГГИ, 1977, с. 81.
  64. Воронов А.Н. и др. Природные газы осадочной толщи. Л.: Недра, 1976.
  65. Корценштейн В.Н. Растворенные газы подземной гидросферы Земли. М.: Недра, 1984.
  66. Аникиев К.А. Аномально высокие пластовые давления в нефтяных и газовых месторождениях. Л.: Недра, 1964.
  67. Кропоткин П.Н., Валяев Б.М. Изв. АН СССР. Сер. геол., 1965, № 11, - с. 29.
  68. Кудрявцев Н.А. Глубинные разломы и нефтяные месторождения. Л.: Недра, 1963.
  69. Бескровный Н.С., Гемп Г.Д., Шварц Т.В. Глубинные разломы Западной Туркмении и их роль в формировании нефтяных залежей. Л.: Гостоптехиздат, 1963.
  70. Кропоткин П.Н. и др. Глубинная тектоника древних платформ северного полушария. М.: Наука, 1971.
  71. Кропоткин П.Н., Валяев Б.М. В кн.: Тектоническое развитие земной коры и разломы. М.: Наука, 1979, с. 257.
  72. Афанасьев Ю.Т. Система рифтов Западной Сибири (тектоника и нефтегазоносность). М.: Наука, 1977.
  73. Левченко В.А. Нефтегазоносные акватории капиталистических и развивающихся стран. Обзор. Морская геология и геофизика. М.: Изд-е ВИЭМС МГ СССР, 1983.
  74. Гавриш В.К. Глубинные разломы, геотектоническое развитие и нефтегазоносность рифтогенов. Киев: Наукова думка, 1974.
  75. Мусатов Д.И., Межеловский Н.В. Значения Рифтогенных структур для формирования нефтегазоносных бассейнов и месторождений (с позиций гипотезы глубинных газов Земли). Обзор. Общая и региональная геология, геологическое картирование, М.: Изд-е ВНИИОЭНГ МГ СССР, 1982.
  76. Бойко Г.Е. Прогнозирование нефтегазоносности по генетическим показателям. Киев: Наукова думка, 1982.
  77. Никонов В.Ф. Проблема неорганического происхождения нефти. Киев: Наукова думка, 1971, с. 171.
  78. Валяев Б.М. Закономерности образования и размещения промышленных месторождений нефти и газа. Киев: Наукова думка, 1975, с. 152.
  79. Доленко Г.Н. и др. Разломная тектоника Предкарпатского и Закарпатского прогибов и ее влияние на распределение залежей нефти и газа. Киев: Наукова думка, 1976.
  80. Гаврилов В.П. Влияние разломов на формирование зон нефтегазонакопления . М.: Недра, 1975.
  81. Геологическое изучение Земли из космоса. М.: Наука, 1978.
  82. Попсуй-Шапко Г.П. В кн.: Дегазация Земли и геотектоника. М.: Наука, 1980. с. 277.
  83. Соколов Б.А., Мельников Ф.П. Докл. АН СССР, 1981, т. 261, № 2, с. 471.
  84. Юсупов Б.М. Новая концепция проблемы происхождения нефти и природного горючего газа. Препринт доклада. (Серия «Научные рекомендации — народному хозяйству», Уфа). Башкирский филиал АН СССР, 1982.
  85. Галимов Э.М. и др. В сб.: Всесоюзное совещание по геохимии углерода. Тезисы докладов. М.: Изд-е ГЕОХИ, 1981, с. 1.
  86. Трофимук А.А. и др. Докл. АН СССР, 1983, т. 271, № 6, с. 1460.
  87. Сидоренко А.В., Сидоренко Св.А. Докл. АН СССР, 1970, т. 192, № 1, с. 184.
  88. Мехтиев Ш.Ф. Проблемы генезиса нефти и газа и формирования нефтяных залежей. Баку: Изд-во АН АзССР, 1969.
  89. Сорохтин С.Г., Ушаков С.А., Федынский В.В. Докл. АН СССР, 1974, т. 214, № 6, с. 1407.
  90. Кудельский А.В., Лукашев К.И. Образование и миграция нефти. Минск: Вышэйшая школа: 1974.
  91. Фаворская М.А., Волчанская И.К., Сапожникова Е.Н. Тектоника, магматизм и оруденение сквозных систем нарушений. М.: Наука, 1985.
  92. Осака Д.Г. Флюидный режим сейсмически активныхобластей. М.: Наука, 1981.
  93. Gold Т. Petrol. Geol. J., 1979, v. 1, N 3, с. 3.
  94. Алексеев Ф.А. и др. Метан. М.: Недра, 1978.
  95. Галимов Э.М. Изотопы углерода в нефтегазоносной геологии. М.: Недра. 1973.
  96. Schoell М. Wasserstoff und Kohlenstoffisotope in organischen Substanzen, Erdolen und Erdgazen. Geologisches Jahrbuch. Hannover, 1984, Reine D, Heft 67.
  97. Валяев Б.М., Титков Г.А. Докл. АН СССР,1985, т. 281, № 1, с. 146.
  98. Monster J. Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol., 1972, v . 56, N 5, p. 941.
  99. Вдовыкин Г.П. Углеродистое вещество метеоритов. М.: Наука, 1967.
  100. Валяев Б.М. В сб.: Дегазация Земли и геотектоника. Тезисы докладов II Всесоюзного совещания (Москва, февраль 1985 г.). М.: Наука, 1985, с. 83.
  101. Sofer Z. Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol., 1984, v . 68, N 1, p. 31.
  102. Ронов А.Б. Геохимия, 1982, № 7, с. 920.
  103. Войтов Г.И. Происхождение и миграция нефти и газа. Киев: Наукова думка, 1978, с. 66.
  104. Валяев Б.М. Ретроспективный анализ развития теории абиогенного происхождения нефти и газа,1986,. Москва: Ж. Всесоюз. хим. об-ва им. Д.И.Менделеева, том XXXI, №5.
  105. Валяев Б.М. Углеводородная дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений. Геология нефти и газа. 1997, № 9, с. 3037.
  106. Войтов Г.И. Две независимые оценки квоты абиогенного углерода в биосфере. Владимир Борисович Порфирьев. Ученый, геолог, педагог, человек. – Киев. Научное издание Института геологических наук НАН Украины, 2000, с.7588.
  107. 1 2 3 Гожик П.Ф., Краюшкин В.А. О жизни, творчестве и научном наследии академика В.Б.Порфирьева. Владимир Борисович Порфирьев. Ученый, геолог, педагог, человек. – Киев. Научное издание Института геологических наук НАН Украины, 2000, с.1446.
  108. Белов C.В. Чистое топливо будущего – водород // Природно-ресурсные ведомости, 2003, No 47, с.8
  109. escaped hydrogen... , which escape with 95,000 tonnes of mass http://scitechdaily.com/earth-loses-50000-tonnes-of-mass-every-year/
  110. Белов С.В., Портнов А.М., Сывороткин В.Л., Ларин В.Н., Ларин Н.В., Горбатиков А.В., Степанова М.Ю. Оценка перспектив выявления промышленных скоплений эндогенного водорода в литосфере. Отчет в рамках программы фундаментальных исследований Президиума РАН No14 за 2009 год, ГГМ РАН - hydrogen-future.com/raport2009.html http://hydrogen-future.com/images/Raport1.3.1.pdf
  111. 1 2 *Гожик П.Ф., Краюшкин В.А. О жизни, творчестве и научном наследии академика В.Б.Порфирьева. Владимир Борисович Порфирьев. Ученый, геолог, педагог, человек. – Киев. Научное издание Института геологических наук НАН Украины, 2000, с.1446.
  112. Кропоткин П.Н. Профессор Н.А.Кудрявцев (18931971) и развитие теории происхождения нефти и газа. Бюллетень общества испытателей природы. Отделение геологическое. 1995. Том 70. Выпуск 1. с. 9196.
  113. Тимурзиев А.И. Современное состояние гипотезы осадочно-миграционного происхождения нефти (вопросы миграции УВ). Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений. ВНИИОЭНГ, 2009, №12, с.30-38. rar
  114. 1 2 Тимурзиев А.И. Современное состояние гипотезы осадочно-миграционного происхождения нефти (вопросы миграции УВ). Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений. ВНИИОЭНГ, 2009, №12, с.30-38. rar
  115. Краюшкин В.А. К оценке нефтегазового потенциала Земли // Докл. НАН Украины. 1998. ISSN 1025–. 6415. С. 126–129. 15)
  116. Краюшкин BA. Углеводородная дегазация подводных недр Мирового океана // Азербайджанский геолог. — 1997. — № 1. — С. 11-26. 19
  117. Краюшкин В.А. Неорганическое направление нефтегазовой геологии на Украине // Геолог, журн. 1986. - Т.46, № 6. - С. 105-113.
  118. Каракин А.В., Курьянов Ю.А., Павленкова Н.И. Разломы, трещиноватые зоны и волноводы в верхних слоях земной оболочки. М. Государственный научный центр Российской Федерации – ВНИИгеосистем, 2003, ISBN 5-8481-0020-9, аннотация
  119. 1 2 Чекалюк Э.Б. Нефть верхней мантии. Материалы Республиканского совещания "Условия формирования и закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений на Украине", Львов, 1417 декабря 1965 г. Киев. Наукова Думка, 1967, с.
  120. 1 2 Карпов И., Зубков В.С., Степанов А.Н., Бычинский В.А. Ремейк термодинамической модели системы СН Э.Б. Чекалюка. Доклады РАН, 1998, т. 358, № 2, с. 222225.
  121. Карпов И.К., Зубков В.С., Степанов А.Н. и др. Термодинамический критерий метастабильного состояния углеводородов в земной коре и верхней мантии. Геология и геофизика, 1998, т.39, №11, с.1528.
  122. Бойко Г.Е. Прогнозирование нефтегазоносности по генетическим показателям. Киев, 1982. 252 с.
  123. Термодинамический критерий метастабильного состояния углеводородов в земной коре и верхней мантии. Карпов И.К., Зубков В.С., Степанов А.Н. и др. Геология и геофизика, 1998, т.39, №11, с.1528.
  124. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965.
  125. Чекалюк Э.Б. Нефть верхней мантии. Материалы Республиканского совещания "Условия формирования и закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений на Украине". Львов, 14-17 декабря 1965 г. Киев. Наукова Думка, 1967, с.
  126. Сибирские ученые усомнились в теории органического происхождения нефти. РИА Новости. Проверено 4 февраля 2014.
  127. Сибирские ученые нашли нефть в алмазах. Российская Газета. Проверено 4 февраля 2014.
  128. Чепуров А.И., Томиленко А.А., Сонин В.М., Бульбак Т.А., Жимулев Е.И., Чепуров А.А., Похиленко Н.П. Синтез тяжелых углеводородов при Р-Т параметрах верхней мантии Земли. 2-е Кудрявцевские Чтения - Всероссийская конференция по глубинному генезису нефти и газа. (2013). Проверено 4 февраля 2014.
  129. Иван Рогожкин. Эксперимент: как нефть и газ рождались в недрах. Нефть России (13.11.2013). Проверено 4 февраля 2014.
  130. *Иванов К.С., Федоров Ю.Н., Петров Л.А., Шишмаков А.Б. О природе биомаркеров нефти. Доклады АН, 2010. Т. 432. № 2. С. 227231.
  131. Кудрявцев Н.А. Генезис нефти и газа. Л., Недра, 1973. 216 с. Труды Всесоюзного нефтяного научноисследовательского геологоразведочного института (ВНИГРИ), выпуск 319.
  132. Плотникова И.Н. Биомаркеры нефти как критерий ее миграции по осадочным породам. Тезисы Всероссийской конференции по глубинному генезису нефти, 1е Кудрявцевские чтения. Москва, ЦГЭ, 22-25 октября 2012. М., ЦГЭ, 2012, с.169170.
  133. Порфирьев В.Б. Природа нефти, газа и ископаемых углей. Избранные труды. В двух томах. Том 1. Нефть и уголь каустобиолиты. 224 с. Том 2. Абиогенная нефть. 216 с. Киев: Наукова Думка, 1987.
  134. Федоров Ю.Н., Иванов К.С., Ерохин Ю.В., Ронкин Ю.Л. Неорганическая геохимия нефти Западной Сибири (первые результаты изучения методом ICPMS). Доклады РАН, 2007. Т. 414. № 3. С. 385388.
  135. Уриссон Г., Альбрехт П., Ромер М. Микробное происхождение горючих полезных ископаемых. В мире науки, 1984, № 10, с. 1826.
  136. Эйгенсон А.С. О количественном исследовании формирования техногенных и природных углеводородных систем с помощью методов математического моделирования. Химия и технология топлив и масел. 1990, № 9, с. 38; № 12, с. 1925; 1991, № 5, с. 1926.
  137. Симонян Г.С., Пирумян Г.П. Роль азота в генезисе нефти. Сборник научных трудов "Фундаментальные и прикладные проблемы науки".№6 VIII Международный симпозиум по фундаментальным и прикладным проблемам науки. М.: РАН, 2013.. С.142-152.
  138. Дюнин В.И., Корзун В.И. Гидрогеодинамика нефтегазоносных бассейнов. Москва: Научный мир, 2005. 524 с. - с 458.
  139. Taylor, S. R. and McLennan, S. M. (1985). The Continental Crust: Its Composition and Evolution. Blackwell (Oxford), 312pp.
  140. *Маракушев А.А., Писоцкий Б.И., Панеях Н.А., Готтих Р.П. Геохимическая специфика нефти и происхождение ее месторождений. Доклады академии наук, 2004, том 398, №6, с.15.
  141. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей и газов. М., Недра. 1969
  142. Краюшкин В.А., Тимурзиев А.И. Геологические доказательства глубинного небиогенного происхождения нефти. Тезисы Всероссийской конференции по глубинному генезису нефти, 1е Кудрявцевские чтения. Москва, ЦГЭ, 2225 октября 2012. М., ЦГЭ, 2012, с.292.
  143. Линецкий В.Ф. Современные представления о миграции нефти согласно гипотезе нефтематеринских свит. Условия формирования и закономерности размещения нефтяных и газовых месторождений на Украине. Материалы Республиканского совещания, Львов, 14-17 декабря 1965 г. Киев, Наукова Думка, 1967, с.6071
  144. Порфирьев В.Б., Линецкий В.Ф. Вопросы миграции нефти. Труды Львовского геологического общества. Геология нефти, выпуск 2. Харьков. Изд-во Харьковского государственного ин-та, 1952, 161 с.
  145. Masters J.A. Deep Basin gas trap, West Canada. Oil and Gas Journal. 1978. Vol. 7б, №38. Р. 226241.
  146. Barker С, Dickey Р.А. Hydrocarbon habitat in main producing areas, Saudi Arabia.Атеr. Assoc. Petro1. Geo1. Bull. 1984. Vol. б8, № 1. Р. 108109.
  147. Тимурзиев А.И. Современное состояние теории происхождения и практики поисков нефти: тезисы к созданию научной теории прогнозирования и поисков глубинной нефти. Электронный журнал "Глубинная нефть". Том 1. №1. 2013. c.18-44.
  148. Gold, Thomas The deep, hot biosphere. — Copernicus Books, 1999. — ISBN 0-387-98546-8.
  149. Александр Березин. В районе туманности Конская Голова обнаружены огромные «залежи» углеводородов. Компьюлента (26 ноября 2012 года).
  150. Дмитрий Вибе. Сажа и дёготь. Компьютерра (11.11.2011).
  151. Ученые объяснили изобилие полиароматических углеводородов в космосе. РИА Новости (21.01.2014).
  152. A.S. Gusev, L.S. Pilyugin, F. Sakhibov, S.N. Dodonov, O.V. Ezhkova, M.S. Khramtsova. «Oxygen and nitrogen abundances of HII regions in six spiral galaxies». MNRAS, 424,1930, 2012
  153. Храмцова Мария, Дмитрий Вибе. Полициклические ароматические углеводороды во внегалактических областях звездообразования. Материалы конференции INASAN (2013).

Ссылки[править | править вики-текст]