В качестве аргументов в пользу неорганического происхождения УВ в работе В.А. Краюшкина [18] приводится информация о содержании δ13С в различных природных объектах (табл. 3).
Таблица 3
Содержание б13С в природных объектах
| Объект | Содержании б13С,‰ |
| Природные нефти | От -20 до -30 |
| Попутный нефтяной газ | От 30 до -55 |
| Природный газ | От 20 до -62 |
| Метан от ферментативного брожения в желудке животных | От 62 |
| Морские метаногидраты | От 36,1 до 94 |
| Фишер–Тропшевая нефть | От 14 до -65 |
| Графит хондроидов | -20 |
| Кероген углистых метеоритов | От 17 до -27 |
| Некарбонатный углерод ультрамафитов и первичных флюидных включений мантийных перидотитовых ксенолитов | От 22 до -29 |
| Природные алмазы | От 0,5 до -33 |
| Современная морская биота тропиков и умеренных широт | От 8 до -34 |
Различное содержание изотопов углерода свидетельствуют о "неодинаковом нефтенасыщении коры и мантии по площади, разрезу и наличии там гигантских одинарных или кластерных очагов естественного небиотического синтеза нефти и природного газа" [18].
Биогенным признаком происхождение нефти считается изотопный состав углерода с δ13С -25 – -28%о. Ранее содержание этого изотопа мантийного происхождения (в частности в алмазах) считалось значительно выше – δ13С -2 – -7,2%o. Однако в настоящее время обнаружены алмазы с δ13С -33%о и меньше, т.е. диапазон мантийного углерода значительно расширился, в связи с чем однозначность биогенного происхождения углерода в нефтяных и газовых месторождениях вызывает определённые сомнения. Образование месторождений УВ, несомненно, сопровождаемое процессами их преобразования, миграции и массобмена приводит к изменению изотопного состава углерода, который изначально может быть продуктом как биогенного, так и абиогенного происхождения [19]. В этой работе также показано, что при окислительном гидратодиспропорционировании полиуглеродных веществ из-за различия скоростей элементарных процессов разрыва связей в системе различных сочетаний 12С– 13С,12С – Н, 13С – Н и образования СО2, содержащего преимущественно 13С, формируются УВ-молекулы, обогащенные легким изотопом углерода.
По данным М.И. Кучера [20], содержание и изменение изотопа 13Сзависит от новейшей тектономагматической активности (в том числе измеренной инструментальными методами), когда отдельным участкам соответствует более облегченный состав углерода (до -20 – -21‰), а его утяжеление (до -8 – -10‰) наблюдается на участках со снижением относительной активности. В первом случае работает более глубинный очаг магматической активности, во втором – приповерхностный, на стадии затухания магматической активности.
По мнению В.А. Кривошея "ведущим процессом образования всего спектра УВ-соединений нефти и газа является высокотемпературный минеральный синтез, обеспечивающий термодинамически равномерное распределение изотопов углерода во всех компонентах УВ-систем. Глубинные источники выступают как генераторы волновой направленной эволюции процессов синтеза УВ" [21]. Исследованиями изотопного состава углерода в газово-жидких включениях (газ, нефть, битумоиды) установлено не известное ранее явление квантового распределения изотопного сдвига δ13С. Поступление глубинного УВ-вещества является импульсным. Особенности его фазового состояния, широкий спектр физико-химических показателей и свойств отражает несколько циклов миграции во времени. Это также находит подтверждение в работах [1, 22, 23].
Как уже отмечалось, одним из аргументов в пользу органической теории происхождения нефти и формирования месторождений УВ является соотношение изотопов гелия 3Не/4Не для различных геологических сред (см. табл. 2). Главным при этом является отличие изотопного состава мантийного и осадочного гелия (порой на три порядка). Это утверждение опровергается результатами исследований этого соотношения в пределах Кольского п-ова, где в интрузивных ультраосновных породах соотношение 3Не/4Не меняется в очень широких пределах (от 1 – 2.10-8 до 3,3 10-5) [24].
В магматических породах столь высокие значения этого соотношения ранее обнаружены не были. Авторы справедливо утверждают, что в настоящее время отсутствуют однозначные метки, свидетельствующие о том или ином генезисе изотопов гелия, так как современный состав изотопов является продуктом многих процессов: степень дегазации расплавов, содержание радиоактивных минералов и длительность их распада, концентрация мигрирующих изотопов и их потери, сохранность изотопов, длительность и интенсивность постмагматических процессов и многое другое.
Это подтверждается результатами изучения изотопов углерода на севере Западной Сибири [25, 26]. Особое внимание при этом отводилось поиску причин, приводящих кизменению δ13С свободных газов по площади и разрезу. На гигантской Надымско-Медвежьей газовой залежи с севера на юг величина δ13С возрастает соответственно с -52,9‰ до -40,8‰, а в пределах Уренгойской залежи вниз по разрезу δ13С меняется с -43,6 – -44,8‰ (глубина 1104 – 1150 м) до 42,6‰ (глубина 30 м). По разрезу газовых месторождений Ямальской нефтегазоносной области (НГО) δ13С (в ‰) меняется следующим образом в отложениях различного возраста: валанжина – -32,4; апта – -40; альба – -39,2; сеномана – -47,6; в верхней части разреза (глубина 15 – 150 м) в многолетнемерзлых порода (K2m–b–Q) эта величина составляет -70,4 – -76,8. На основе этого выделено два типа разреза: в первом наблюдается закономерное утяжеление изотопов углерода – миграционный генетический тип; во втором – относительно постоянное содержаниее δ13С – сингенетический тип. Первый тип разреза устанавливается на многих газовых месторождениях и других регионов.
Таким образом, существующих в настоящее время данных явно недостаточно для однозначного решения вопроса о далях изотопов различных газов разного генезиса, и по этой причине преждевременно говорить о торжестве осадочно-миграционной теории происхождения нефти и формирования месторождений УВ на основе соотношенияизпотопов газов.
1. Количественными расчетами и моделированием доказано, что ни нфильтрационное, ни элизионное питание не могут формировать региональных потоков флюидов в латеральном направлении. Этому направлению движения препятствует также пластово-блоковое строение нефтегазоносных комплексов. Это значит, что перенос рассеянных УВ и микронефти по напластованию пород невозможен и как следствие невозможно формирование сколько-нибудь значимых скоплений УВ за счет латеральной миграции.
2. Осадочно-миграционная гипотеза происхождения нефти постепенно сдает свои позиции, что проявляется: а) в расширении границ плавной фазы нефтегазообразования с глубин 1800 – 2000 м до нескольких километров и температур с 90 – 120˚С до нескольких сот градусов; б) в дополнении этой гипотезы флюидодинамической концепцией, т.е. признании гидротермальной деятельности, что неизбежно приведет к признанию определенной роли мантийных УВ, которые уже признаются, но пока им отводится незначительная роль (Б.А. Соколов); в) в признании того факта, что не все осадочные породы являются нефтематеринскими. Так, например, результаты геохимических исследований ОВ показали, что по УВ-биомаркерам ОВ абалакской свиты и нижневасюганской подсвиты не являются источником нефтей в горизонтах Ю1, Ю2, и пластах группы "Б" и "А" нижнемеловых отложений – ненефтематеринских свитах, несмотря на их нефтематеринский потенциал [13, 14 и др.].
3. Существующих в настоящее время данных о соотношениях изотопов различных газов явно недостаточно для однозначного решения вопроса о генезисе УВ. Спектр их соотношений для различных геологических сред постоянно расширяется.
4. Расширение спектра исходных веществ, химических элементов и катализаторов, термодинамических условий позволяет получать все больше синтезированных УВ, приближающихся по своему составу и свойствам к природным.
5. Таким образом, основные доказательства осадочно-миграционной гипотезы формирования нефти и образования месторождений УВ постепенно расшатываются в связи с новыми данными, получаемыми в различных областях, и все больше подтверждений появляется в доказательство минеральной или смешанной гипотез формирования УВ.
6. Для решения многих спорных вопросов и вообще проблемы образования нефти и формирования месторождений УВ совершенно необходима организация мониторинга на эксплуатируемых месторождениях. Целью такого мониторинга должно быть создание временных рядов, включая наблюдения за физическими и геохимическими свойствами нефти в процессе эксплуатации, геодинамические, гидродинамические, палинологические и другие виды наблюдений.