Другой очень важный процесс, который контролируется геопротонированием, - это первичная миграция нефти.
Протонирование органического вещества создает условия для возникновения дискретной и непрерывной газонефтяной фазы, не требующей течения воды как движущей силы миграции.
На протяжении геологического времени постоянно действующая "протий-водородная продувка" нефтематеринских пластов приводит к миграции сначала микронефти, а затем ее капелек до пород коллекторов.
При этом сам процесс геопротонирования приводит в движение битумоиды и углеводороды через разжижение и образование более легких углеводородов.
Указанный процесс объясняет тот факт, что в подавляющем большинстве многопластовых месторождений мира господствует определенная закономерность изменения нефтей от залежи к залежи - вниз по разрезу уменьшается плотность содержащихся нафтеновых углеводородов, асфальто-смолистых компонентов и усиливаются значимость метановых углеводородов и содержание парафинов.
Одним из примеров, подтверждающих роль водорода в нефтеобразовании, являются количественные показатели содержания сорбированного водорода в нефтематеринских породах различных регионов.
Так, установлено, что:
• В Прикаспийской впадине содержание Н2 - 20 см3/кг;
• На Тимано-Печорской нефтегазовой площади -до 400 см3/кг.
• Самое низкое содержание - до 1 см3/кг - отмечено в Московской синеклизе.
• Как известно, все попытки найти нефть в указанной структуре были неудачными.
Напрашивается вывод: в данной структуре не было потоков водорода, и, следовательно, не было процесса нефтеобразования.
4. ПРОДУКТ: НЕФТЬ, ГАЗ, КОНДЕНСАТ.
Предполагаемая гипотеза дает ответы на ряд вопросов, связанных с изменением качества нефтей от фациальных условий и времени их образования.
Более образно это можно проследить, условно разделив процесс нефтеобразования на четыре мегацикла:
1. Раннепалеозойский,
2. Средне-позд-не-палеозойский,
3. Мезозойский и
4. Кайнозойский.
По усредненным данным, плотность нефтей последних трех соответственно составляет: 0,842, 0,875 и 0,886 г/см3; выход бензиновой фракции соответственно 19, 21 и 26%; содержание твердого парафина - соответственно 1,9, 3,1 и 4,1%.
Приведенные данные свидетельствуют, что чем древнее нефти, тем больше они подвергались процессу геопротонирования и тем легче стала их удельная плотность, выше подвижность.
В каждом мегацикле к тому же наблюдается ступенчатый характер изменения изотопного состава серы. Если в начале каждого из них нефти обогащены тяжелой серой, то в конце - относительно обеднены. Причина этого, вероятно, заключается в итоговом результате реакции гидрообессеривания нефтей в процессе геопротонирования.
В заключение выделим некоторые особенности нефтегазоносности в различных стратиграфических комплексах и их связь с типом и возрастом фундаментов.
Частота распределения залежей нефти во впадинах платформенного типа зависит от возрастов впадин и их складчатого фундамента. Так, в нижнепалеозойских внутриплатформенных впадинах, как правило, встречаются небольшие залежи нефти. В верхнепалеозойских, расположенных на докембрийском складчатом основании, эти залежи присутствуют всегда или почти всегда. Мезозойские исключительно богаты углеводородами на докембрийском фундаменте.
С позиций геопротонирования выявленные закономерности можно трактовать следующим образом: месторождения нефти и газа обнаруживаются во внутриплатформенных впадинах, то есть там, где созданы благоприятные условия для улавливания флюида. Процесс его выхода имеет цикличный характер, что и видно в образовании нефтей.
Например, верхнепалеозойские впадины были сформированы к юрскому периоду, мезозойские - к палеогеновому, когда на их начало пришлись очередные мощные выбросы флюида в земную кору.
Выдвинутая гипотеза образования нефти как результата геопротонирования органического вещества не только расширяет теоретические критерии поиска новых месторождений, но и открывает практические перспективы их обнаружения в стратиграфических комплексах докембрийского и других фундаментов.
Сорбированный же водород в будущем может стать новым поисковым элементом на нефть и газ. Особенно в активных регионах альпийской складчатости, в зонах коллизии земной коры, рифтовых систем, на окраинах литосферных плит
ВОТ ЭТО ПО ТЕБЕ КИТАЕЦ!!!!

Нефть из органики за счет электричества и ХЯС в зонах субдукции, моя тема первая в поиске, так что ребята отстают!!!!