Соляные купола в Арктике могут скрывать нефть

Соляные купола в Анабаро-Хатангской седловине, расположенные сибирском секторе российской Арктики, могу скрывать нефть, поскольку их присутствие серьезно влияет на распределение скоплений углеводородов. Об этом сегодня, 27 марта, сообщает пресс-служба Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН.

Сотрудники, изучив геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и процессы формирования соляных куполов в Анабаро-Хатангской седловине, утверждают, что их исследование перспективно.

«В некоторых нефтегазоносных провинциях, например, в Мексиканском заливе и Техасе — практические все месторождения нефти связаны с подобными структурами», — указывают ученые.

Анабаро-Хатангская седловина расположена на северо-востоке Красноярского края, северо-западе Якутии и в Хатангском заливе моря Лаптевых. Этот регион включает в себя Анабаро-Хатангскую нефтегазоносную область (НГО), в которой были отмечены многочисленные битумо-, нефте- и газопроявления. На 14 площадях НГО получены притоки нефти, а в разрезах всех осадочных комплексов выделяются высокоемкие пласты-коллекторы, указывают специалисты вуза.

«Особенность геологического строения Анабаро-Хатангской седловины заключаются в том, что в разрезе раннего и среднего девона (возрастом 419−383 млн лет) присутствует соленосная толща и соляные диапиры — столбообразные и грибообразные тела. полагают, что именно с соляными куполами могут быть связаны основные нефтегазоперспективные объекты этого региона», — отметили в пресс-службе.

По мнению специалистов, ловушки углеводородов формируются вблизи выходящих на поверхность диапиров и над подземными соляными куполами. Кроме того, сами соленосные толщи могут служить надежными покрышками для нефтяных залежей.

В процессе исследований ученые провели ряд численных экспериментов — при их выполнении применялись разработанные в ИНГГ СО РАН алгоритмы и программы. В результате, специалистам удалось смоделировать процессы формирования соляно-купольных структур.

Известно, что при отложении соли практически не обладают пористостью, и поэтому они не уплотняются под весом вышележащих пород. На всех глубинах плотность солей составляет около 2100—2200 кг/м3. У других осадочных пород при погружении на глубину уменьшается доля пор и происходит отжим воды, поэтому их плотность существенно растет. В связи с этим после «захоронения» каменной соли на глубину более 1000−1500 м она становится легче окружающих пород, и соленосный слой начинает «всплывать», образуя купола.

«В дальнейшем ученые Института намерены использовать наработанные методы, алгоритмы и программы при построении детальных моделей, связанных с соляными куполами нефтегазоперспективных объектов», — подчеркнули в пресс-службе.

EADaily добавляет, работа выполнена в рамках программ фундаментальных научных исследований Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, а также при поддержке РФФИ (проект № 18−05−70 105, «Ресурсы Арктики»).