Сторонники неорганического происхождения нефти приводят следующие доказательства своей гипотезы.

1. Первичная миграция диффузнорассеянных углеводородов из материнских глин и карбонатных пород в смежные коллекторы невозможна вследствие малой проницаемости глин. Поэтому нефть и газ могут скапливаться в залежь только в результате их вертикальной миграции по самым незначительным трещинам, сбросам и разломам. При этом рост залежи нефти происходит от свода, где трещиноватость наибольшая, по направлению падения крыльев. Нефть вытесняет воду, поэтому за контуром нефтеносности признаков нефти не наблюдается.

2. Многоэтажность нефтяных и газовых месторождений вместе с приуроченностью нефтеносных территорий к глубинным разломам является характерной их особенностью. В некоторых случаях нефтеносность распространяется на весь разрез месторождения, начиная с кристаллического фундамента и кончая верхами мезозоя, но при этом только отложения мезозоя состоят из пород, которые могли бы быть приняты за источники нефти.

Действительно, если исходить из представления, что миграция нефти, газа и воды может происходить только снизу вверх, то нахождение нефти в породах кристаллического фундамента в зоне шва стратиграфического несогласия легче всего объяснять гипотезами неорганического происхождения. Но в природе существует миграция воды и нефти по сбросам сверху вниз. Примером может служить переток воды из терригенных отложений карбона в терригенные отложения живетского яруса среднего девона и нижнефранского яруса верхнего девона по региональному сбросу, который приурочивается к глубинному широтному разлому, проходящему вдоль Серафимовско-Балтаевского вала. Точные измерения показали, что пьезометрические уровни водоносных пластов в карбоне на 50 м выше пьезометрических уровней в скважинах, вскрывших девонские пласты. Это объясняется тем, что обнажения голов пластов карбона в зоне питания атмосферными осадками находятся на значительно более высоких отметках, чем обнажения девонских пластов.

3. Анализы вод, взятых из девонских пластов в скважинах, расположенных вдоль зоны Серафимовско-Балтаевского вала, показали их полную идентичность с водами карбона по плотности и солевому составу. Это неопровержимо доказывает наличие перетока воды сверху вниз по сбросовой трещине. Как правило, в горных местностях высотные отметки обнажений пластов, относящихся к более молодым отложениям, выше отметок выходов на поверхность пластов более древнего возраста. Поэтому более высокие пьезометрические уровни, наблюдаемые в более верхних горизонтах по сравнению с глубокими, являются не исключениями, а вполне закономерными явлениями.

Миграцией сверху вниз можно объяснить нефтеносность всего разреза осадочных пород вплоть до кристаллического фундамента даже в том случае, когда породы, которые могли быть приняты за источники нефти, находятся в верхней части разреза.

4. В Восточной Сибири при разведке алмазоносных кимберлитовых трубок в некоторых шурфах наблюдались интенсивные выделе­ния углеводородных газов из трещин кимберлитов.

Исследованием кимберлитовых трубок установлено следующее:

1) проявления нефти в скважинах обычно наиболее интенсивные на участках тонкопористых кимберлитов;

2) битумы кимберлитов и вмещающих их пород имеют одинако­вый состав;

отчетливо выделяется дифференциация битума по вертикали; в шурфах битум встречается в виде твердых включений (твердый хрупкий битум); в скважинах с глубины 100–200 м добывается вязкий битум, здесь наряду с битумами встречается жидкая нефть. Нередки случаи, когда лед вечной мерзлоты пропитан битумом, что свидетельствует о том, что процесс образования углеводородов, в том числе битумов, сравнительно недавний.