Наиболее наглядно несостоятельность представлений о неорганическом происхождении нефти и газа может быть продемонстрирована на примере наиболее изученной Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, данные по которой сторонники абиогенной гипотезы используют редко. Это связано с присутствием в недрах провинции, в отложениях верхнего девона - низов турне, своеобразной доманиковой фации высокобитуминозных пород, площадь распространения которых совпадает с границами нефтеносности провинции.

По данным исследований Н.М. Страхова, К.Ф. Родионовой, Л.А. Гуляевой, В.И. Тимофеевой, С.Г. Неручева и др., битумы доманиковых пород являются типично нефтяными и сингенетичными. Высокую их битуминозность и сингенегичность в свое время подтвердила и З.Л. Маймин, перешедшая в последующем в число сторонников абиогенной гипотезы.

По оценке К.Ф. Родионовой, в доманиковых породах карбонатного девона заключен 61 млрд. т остаточного битума, в турнейском ярусе в нижней половине, часто выраженной в доманиковой фации, заключено еще 18,7 млрд. т, что в сумме дает около 80 млрд. т, тогда как на долю остальной, примерно в 15-20 раз более мощной, части разреза палеозоя приходится всего 11 млрд. т, причем битумоиды в ней по восстановленности значительно уступают типично нефтяным доманика.

По данным исследований С.Я. Вайнбаума, В.И. Тюрина и др., в доманиковых породах в трещинах поздней генерации сохранились следы былой миграции нефтей в виде залеченности их асфальтеново-смолистыми фракциями, к тому же со следами флюидальности миграционного потока.

Таким образом, в разрезе осадочных пород провинции имеется толща пластового типа, в которой сконцентрированы десятки млрд. т остаточного сингенетичного битумоида биогенного происхождения, представляющего малоподвижные компоненты нефти. За период катагенного преобразования захороненной органики была генерирована огромная масса легких, подвижных компонентов, значительная часть которых мигрировала из доманиковых пород, сформировав известные месторождения Урало-Поволжья.

Уникальность нефтепроизводящей толщи доманиковой фации и связь ее с нефтеносностью провинции первоначально были подтверждены генетическим единством стратиграфически разновозрастных (девонских, карбоновых и пермских) нефтей, а в последнее время доказана и их генетическая связь с доманиковыми битумоидами [4].

Наличие в Урало-Поволжье столь убедительной нефтепроизводящей толщи поставило в затруднительное положение сторонников абиогенной гипотезы, так как для объяснения здесь наличия нефти не нужно было обращаться к проблематичным глубинным ее источникам. Несомненно, что по этой причине лидер неоргаников Н.А. Кудрявцев неоднократно пытался либо умолчать, либо принизить роль доманикитов, а затем дискредитировать их как генераторов и поставщиков нефти. Так, на всесоюзных совещаниях по генезису нефти в 1967 и 1968 гг. Н.Л. Кудрявцевым бездоказательно отрицались нефтепроизводящая роль пород доманиковых фаций, возможность ухода из них нефти из-за их окремнелости, поступления нефти из доманикитов в стратиграфически более древние пласты терригенного девона, хотя они на структурных поднятиях залегают гипсометрически выше, чем более молодые доманиковые породы в примыкающих к ним нефтесборных депрессиях. Стремясь опровергнуть возможность формирования многопластовых месторождений за счет доманиковых нефтей, Н.А. Кудрявцев был вынужден даже отказаться от наличия на структурных поднятиях вертикальных взбросовых разломов, которые установлены повсеместно. Но отрицание дизъюнктивных нарушений, являющихся отражением в осадочной толще блоковой тектоники фундамента, невольно отвергает и основное условие существования самой абиогенной гипотезы.

Обычно в терригенном девоне провинции нефтяные залежи приурочены к отложениям пашийского (ДI и ДII) и живетского (ДIII и ДIV) возраста и спорадически - эйфельского (ДV). Значительная по мощности нижняя часть терригенной толщи девона и залегающие в пониженных участках рельефа кристаллического фундамента песчаники бавлинской свиты так же, как и в выявленных в фундаменте многочисленных грабенообразных прогибах, нефти не содержат, хотя, с позиции абиогенной гипотезы, в случае подъема нефтей по разломам из подкоровых очагов залежи должны были формироваться в бавлинских отложениях и структурных ловушках нижней половины толщи терригенного девона.

Если почему-либо залежи нефти ни в бавлинских отложениях, ни в нижней половине толщи терригенного девона сохраниться не смогли, то как на путях миграции, так и в ловушках с расформированными залежами должна была сохраниться остаточная нефтенасыщенность (не менее 20-30 % в поровых объемах коллекторов) вследствие гидрофобизации поверхностей пор и трещин полярными компонентами нефтей: смолами и асфальтенами [3]. Одновременно в случае подъема по глубинным разломам в фундаменте огромных объемов нефти они должны были оказаться полностью залеченными битумами, чего не наблюдается абсолютно и что полностью опровергает всякие утверждения о глубинном ее источнике.

Известно, что УВ, являясь восстановителями, переводят окисные соединения в закисные, имеющие темную окраску, которая характерна для верхней нефтяной части терригенной толщи. Отсюда следует, что если бы нефть поступала снизу по разломам в фундаменте и проходила через бавлинские отложения в низы терригенной толщи девона, то они обязательно также приобрели бы темную окраску.

Песчаники нижней, ненефтеносной, части терригенной толщи девона, как и залегающие под ними бавлинские, имеют красновато-бурую и пеструю окраску из-за обильного содержания в пленочной форме на их зернах окисных соединений железа состава гематита и бурого железняка.

Наличие нефти в додевонских осадках в Предуралье и тяготеющих к нему участках платформы не опровергает приведенные факты отсутствия ее в бавлинской толще. Дело в том, что в составе додевонских пород имеется карбонатная калтасинская толща, являющаяся в отдельных интервалах аналогом доманика, к которой могут быть приурочены нефтяные залежи нижнего структурного этажа. В частности, на платформе в Пермской области с былым заливом калтасинского бассейна и связано Сивинское нефтяное месторождение.

Не менее важные опровержения абиогенной природы нефтей Урало-Поволжья получены при бурении Туймазинской скв. 2000 и Альметьевской (Миннибаевской) 20 000.

Туймазинская скважина вскрыла фундамент в интервале 1819,6-4042 м. Вскрыта икская толща верхов архея, представленная биотит-плагиоклазовыми гнейсами в верхней части, гранито-гнейсами и гранодиоритами - в средней и габбро-диабазами - в нижней. Толща инъецирована глубинными магматическими породами.

По данным Н.П. Егоровой и Л.И. Леоновой установлено, что в 250 образцах различных пород фундамента битумы отсутствуют и лишь в 16 обнаружены либо их следы, либо десятитысячные доли процента.

Исследование хлороформенных экстрактов методом инфракрасной спектрометрии показало резкое отличие битумов из пород фундамента от спектров туймазинской и сивинской нефтей. Если во втором случае спектры имеют обычную для УВ конфигурацию, то спектры битумов фундамента характеризуются преобладанием альдегидов, кетонов и кислотных групп с наличием хлора. Это сближает их со спектрами новообразований хлороформа, образующихся при длительном экстрагировании пород с силикагелем. Отсюда следует вывод, что породы кристаллического фундамента в Туймазинской скважине практически лишены УВ и следов их вертикальной миграции.

В Миннибаевской скв. 20 000 вскрыт в интервале 1884-5099 м более древний, чем в Туймазинской скважине, архейский комплекс большечеремшанского возраста. В верхней части породы представлены гранат-биотитовыми гранитогнейсами, прорванными дайкой габбро-диабазов, в нижней - гранат-биотитовыми гнейсами с прослоями амфиболитов и пироксеновых пород. Породы фундамента сильно раздроблены.

По данным В.М. Кузьмина, Р.Ш. Хайретдинова и др., при анализе газов, полученных при дегазации глинистого раствора, было трудно избежать его стерильности, так как еще до употребления он был уже высокогазонасыщенным. В ряде интервалов было отмечено относительно повышенное содержание метана: сотые доли см³/л против тысячных или полного отсутствия.

Сопоставление физико-химического состава водорастворенных газов, полученных при дегазации вод из водопритоков архея, показало их тождество с водорастворенными газами нефтеносного терригенного девона. Поэтому имеется основание считать, что воды в трещиноватом фундаменте связаны с вышележащей толщей нефтеносного девона, что и создало условия для насыщения их УВ-газами.

Исключительно важен факт преимущественного углекислотного состава газов в низах толщи основных пород фундамента, на рассмотрении которого мы остановимся ниже.

Данные о характере битуминозности пород фундамента Миннибаевской (Альметьевской) скважины получены Е.Г. Буровой и Т.П. Жузе. По результатам газожидкостных хроматографических исследований установлено, что содержание битумоидов составляет всего тысячные доли весовых процентов на породу. В их составе преобладают фракции, выкипающие в интервале температур 270-460 °С, в них отсутствуют асфальтены; с глубиной уменьшается содержание в породах битумоидов, растет их смолистость и, самое важное, в составе всех битумоидов обнаружены фитан и пристан, убедительно подтверждающие органическую природу архейских битумоидов.

Присутствие последних в архейском Альметьевском своде можно объяснить поступлением их в трещиноватый сводовый массив из примыкающей к выступу нефтесборной Сергиевско-Абдуллинской впадины, что подтверждается наличием у нефтяных залежей на Татарском своде наклонных водонефтяных контактов, обращенных во впадину.

Доказательством того, что нефть в Ромашкино не поступала снизу по глубинным разломам, служит присутствие в породах архея до глубины 3000 м включений в трещинах красноокрашенного гематита и бурых гидроокислов железа.

Доказательством биогенного происхождения нефти служит и приуроченность ее к осадочным породам, т. е. ко времени появления на планете органической жизни.

Еще один довод: поскольку глубинные разломы в Урало-Поволжье сформировались в древнюю, допалеозойскую, стадию, а на поверхности пенеплена в додевонское время создалась овражная, речная и озерно-морская гидрографическая система, то по разломам должны были происходить излияния глубинных нефтей, следы которых обязательно сохранились бы в виде асфальтовых озер, потоков асфальтовых галек, пород, пропитанных асфальтом, и др. Как известно, никаких следов былых излияний нет, хотя фундамент и бавлинская толща вскрыты в провинции почти в 3000 скважинах.

Исключительный интерес для выяснения возможности нахождения в глубоких недрах абиогенных УВ представляют закономерности распределения метана в угольных пластах в Донбассе [1]. В прошлом угленосные фации здесь были погружены на глубину 7-10 км. При последующих тектонических процессах происходил их подъем, в результате которого оказались смытыми осадки мощностью до 8-10 км. Так, угли из пластов, погруженные на глубину 7-10 км и достигшие стадии антрацитового метаморфизма 12/А, в настоящее время отмечены на глубине 1-2 км. Метаморфизм углей протекал при температурах порядка 210-420 °С, в результате чего генерировавшийся в них метан в присутствии воды был термически разрушен до СО₂, СО и Н₂. Известно также, что в антрацитах Шахтинско-Несветаевского, Гуково-Зверевского и Сулинского районов Донбасса, где шахты достигли глубины 1500 м, газы в основном состоят из углекислоты и азота. В Чистяково-Снежнянском районе, где верхняя зона углей дегазирована за счет выветривания, с глубины 150 м начинается метановая зона. В шахте “Красная Звезда” на глубинах 300- 500 м наблюдается исключительная метанообильность (до 120 м³/т), а книзу до глубины 1500 м, где залегают антрациты марки 12/А, метан исчезает, замещаясь углекислотой и азотом.

На основании этого А.Л. Козлов [1] заключает, что на глубинах свыше 9 км при температурах 200- 270 °С и выше УВ, включая метан, существовать не могут. Лишь в случаях, когда пузырьки УВ-газов находятся в изолированных порах при полном отсутствии воды, разрушение может задержаться до погружения на глубины с более высокой температурой.

Тенденция уменьшения содержания с глубиной УВ-газов наблюдается при бурении сверхглубоких скважин: хлоридно-кальцевые воды сменяются гидрокарбонатно-натриевыми. В составе газов возрастает количество водорода, гелия и падает роль УВ-газов [2].

Представляют интерес данные о наличии изотопно-тяжелой углекислоты в водно-минеральных источниках (Северный Кавказ), где установлены внедрения молодых плутонидов, являющихся поставщиками ювенильных вод и углекислоты. В приведенном примере подземные воды обогащены глубинной углекислотой при полном отсутствии в газах УВ, хотя, следуя представлениям неоргаников, здесь надо было ожидать разгрузку мантийных УВ.

С позиций неорганического происхождения нефти невозможно также объяснить ее отсутствие на севере Армении в районах, примыкающих к глубинному разлому по линии Ленинакан - Спитак - Кировакан, активность которого проявляется как в исторических, так и современных разрушительных землетрясениях и в продолжающемся ежегодном воздымании приразломной территории на 10-11 мм. С этих же позиций непонятно также, почему из известных в мире 600 практически равноценных осадочных бассейнов нефтеносны только 240, хотя по основным показателям ненефтеносные бассейны являются аналогами нефтеносных. В качестве примера можно рассмотреть причину отсутствия нефти в Московской синеклизе, являющейся по геологическим условиям аналогом Урало-Поволжья. Западная граница нефтеносности Волго-Уральской провинции контролируется границей распространения нефтепроизводящих пород доманиковой фации. Поскольку в Московской синеклизе нефтепроизводящих пород нет, то и отсутствуют условия для формирования здесь месторождений нефти и газа. С позиций же сторонников абиогенного происхождения нефти обоснованно объяснить это практически невозможно.

Как справедливо отмечает М.К. Калинко, в случае, если бы огромные объемы нефти поступали с глубины 30-35 км, одновременно с нефтью должны поступать в больших объемах ювенильные воды. Естественно было бы ожидать, что в нефтяных районах обязательно должны сформироваться многочисленные рудные месторождения, чего не наблюдается.

Между тем на соседнем с Урало-Поволжьем Урале, где денудация уничтожила вершинную его часть и обнажила внутреннюю, наблюдается исключительно высокая раздробленность складок с многочисленными дайками внедрившихся основных и ультраосновных пород, благодаря которым, а также сопутствовавшим им гндротермам и газовым возгонам сформировалась масса рудных и иных месторождений. Но нефти здесь нет, как нет и реальных ее следов, хотя в наличии обильные магматические внедрения и вертикальные каналы, по которым она должна была бы подниматься.

В последние годы усилиями американского астрофизика Т. Голда вновь оживились взгляды о неорганической природе битумов, встречающихся в метеоритах. Основным доводом является то, что в космосе, где жесткая космическая радиация, жизнь невозможна, поэтому битумы метеоритов не могут быть органического происхождения. М.К. Калинко сгруппировал гипотезы, рассматривающие природу метеоритных битумов, в пять групп, по одной из которых метеориты являются обломками разбитых планет, где существовала жизнь.

Известно, что метеориты подразделяются на каменные, железокаменные и железные. При этом углистые, битумные и алмазные включения встречаются только в каменных. По минералого-петрографическому составу метеориты как бы воспроизводят модель глубинного строения Земли: хондриты - аналоги земной коры, эвкриты -железокаменные аналоги мантии, железные - ядра. По В.И. Вернадскому, В.Г. Фесенкову и др., метеориты представляют собой обломки распавшейся планеты, аналогичной Земле, следы былой жизни, на которой и присутствуют в хондритах.

На основании приведенных данных можно утверждать, что все попытки теоретического обоснования глубинного неорганического происхождения нефти являются бесплодными и настало время признать эту истину. Вместе с тем, однако, в последние годы усилилась деятельность по поискам глубинной нефти в породах кристаллического фундамента, для чего приступили к бурению ряда скважин на глубинах от 7 до 15 км, и в ближайшее время проектируется бурение серии новых сверхглубоких скважин [2]. Однако ничем не обоснованные поиски неорганической нефти втягивают нашу и без того разбалансированную экономику в многомиллионные затраты без какой-либо ожидаемой реальной отдачи.

Несомненно, что бурение таких сверхглубоких скважин, как Кольская, Саатлинская и Тюменская, представляет огромный научный и практический интерес. Бурение же скважин на поиски глубинной нефти, имеющих общенаучное значение, но которые практически не умножат запасы УВ сырья, начинать не следовало. Примером может служить ведущееся с 1977 г. бурение Саатлинской скважины в Азербайджане, которая за 12 лет так и не достигла проектной глубины 15 км. Следует отметить, что бурение данной скважины на сегодняшний день практически ничего не дало для научного обоснования поисков нефти и газа в Азербайджане. Поэтому, было бы целесообразно в настоящее время ее законсервировать с переносом завершения бурения на 10-15 лет. При огромном финансовом дефиците бюджета страны это отвечало бы условиям реальной помощи государству в деле экономии средств, материальных и трудовых ресурсов.

В бесцельности поисков нефти в породах кристаллического фундамента в ближайшее время можно будет убедиться и по результатам начатой бурением Ново-Елховской скважины в Татарии, сметная стоимость которой составляет 17 млн. руб. Доказательством бесперспективности поисков нефти в гранитах служит безрезультатность недавно законченного бурения в Швеции Сильянской сверхглубокой скважины, на которую сторонники неорганического происхождения нефти возлагали большие надежды.

В связи с изложенным необходимо бурение сверхглубоких скважин на нефть прекратить из за отсутствия для его проведения серьезного научного обоснования, что, наряду с расходами на научно-исследовательскую тематику по неорганике, сэкономит стране многие сотни миллионов рублей.

Вопрос о прекращении бурения ненефтяных сверхглубоких скважин следовало бы рассмотреть специально. Для решения же научной стороны проблемы неорганической нефти целесообразно провести на страницах журнала “Геология нефти и газа” широкую дискуссию с серьезной оценкой фактических данных и глубокой проработкой экономических аспектов ее поисков.

1. Козлов А.Л. Превращения нефти и газа в глубоких зонах седиментационных бассейнов. Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. М.: Наука. - 1978. - С. 145-168.
2. Козловский Е.А. Новый этап исследования недр СССР. // Природа. - 1987. - № 11. - С. 12-21.
3. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра. - 1977. - С. 216.
4. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа / С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, Г.М. Парпарова, И.А. Зеличенко и др., - Л.: Недра. - 1986.

Impossibility of anorganic oil and gas concent rations existance in nature is reafifmed on the ground of factual material anahsis of geochemical situation caracter in devonian terngenenous deposits occuring on cristalhne base rocks, hydrophobication traces absence on supposed migration ways of deep anorganic oil, pro\ed methane preservation impossibility and other numerous data.