Ученые ИНГГ СО РАН: соляные купола в Арктике могут скрывать нефть

Сотрудники Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН изучили геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и процессы формирования соляных куполов в Анабаро‐Хатангской седловине. Специалисты утверждают: их исследование актуально для всего сибирского сектора российской Арктики. Ведь наличие соляных куполов серьезно влияет на распределение скоплений нефти и газа. В некоторых нефтегазоносных провинциях – например, в Мексиканском заливе и Техасе – практические все месторождения нефти связаны с подобными структурами.

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; в разрезах всех осадочных комплексов выделяются высокоемкие пласты‐коллекторы.

Особенность геологического строения Анабаро-Хатангской седловины в том, что в разрезе раннего и среднего девона (возрастом 419-383 млн лет) присутствует соленосная толща и соляные диапиры – столбообразные и грибообразные тела.

Ученые ИНГГ СО РАН полагают, что именно с соляными куполами могут быть связаны основные нефтегазоперспективные объекты этого региона.

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

В процессе исследований ученые провели целый 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.

Справка

В исследованиях принимали участие сотрудники двух научных подразделений ИНГГ СО РАН: лаборатории математического моделирования природных нефтегазовых систем (заведующий – д.г.-м.н. Владимир Валентинович Лапковский и старший научный сотрудник к.ф.-м.н. Борис Валентинович Лунев) и лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем (заведующий – член-корреспондент РАН Владимир Алексеевич Конторович).

Работа выполнена в рамках программ фундаментальных научных исследований ИНГГ СО РАН (проекты в ИСГЗ ФАНО № 0331‐2016‐0040 и 331‐2016‐0043), а также при поддержке РФФИ (проект № 18‐05‐70105, «Ресурсы Арктики»)

Текст под редакцией Павла Красина

Фото в заставке– космический снимок соляных диапиров, вышедших на поверхность (фото – GoogleEarth)