gtcrustГеодинамика и тектонофизикаGeodynamics & Tectonophysics2078-502XInstitute of the Earth's crust of the Russian Academy of Sciences, Siberian Branch10.5800/GT-2019-10-2-0421gtcrust-848Research ArticleТЕКТОНОФИЗИКАTECTONOPHYSICSГЕОЛОГО‐ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АНАБАРО‐ХАТАНГСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ; ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ФОРМИРОВАНИЯ СОЛЯНЫХ КУПОЛОВ (СИБИРСКИЙ СЕКТОР РОССИЙСКОЙ АРКТИКИ)GEOLOGICAL AND GEOPHYSICAL CHARACTERISTICS OF THE ANABAR‐KHATANGA OIL AND GAS PROVINCE; NUMERICAL MODELING OF THE PROCESSES OF FORMATION OF SALT DOMES (SIBERIAN SECTOR OF THE RUSSIAN ARCTICS)КонторовичВ. А.KontorovichV. A.

Владимир Алексеевич Конторович - член-корреспондент РАН, доктор геолого-минералогических наук, заведующий лабораторией

630090, Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3

Vladimir A. Kontorovich - Corresponding Member of RAS, Doctor of Geology and Mineralogy, Head of Laboratory

3 Academician Koptug ave., Novosibirsk 630090

timofeevvy@ipgg.nsc.ruЛунёвБ. В.LunevВ. V.

Борис Валентинович Лунёв - кандидат физико-математических наук, старший научный сотрудник 

630090, Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3

Boris V. Lunev - Candidate of Physics and Mathematics, Senior Researcher

3 Academician Koptug ave., Novosibirsk 630090

bobvalmail@mail.ruЛапковскийВ. В.LapkovskyV. V.

Владимир Валентинович Лапковский - доктор геолого-минералогических наук, заведующий лабораторией 

630090, Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3

Vladimir V. Lapkovsky - Doctor of Geology and Mineralogy, Head of Laboratory

3 Academician Koptug ave., Novosibirsk 630090

lapkovskiiVV@ipgg.sbras.ruИнститут нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАНРоссияA.A. Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of RASRussian Federation201924062019102459470Copyright © Конторович В.А., Лунёв Б.В., Лапковский В.В., 20192019Конторович В.А., Лунёв Б.В., Лапковский В.В.Kontorovich V.A., Lunev В.V., Lapkovsky V.V.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.gt-crust.ru/jour/article/view/848

Статья посвящена геологическому строению, перспективам нефтегазоносности и процессам соляного тектогенеза в Анабаро‐Хатангской седловине, расположенной на побережье моря Лаптевых. Показано, что разрез платформенных отложений в этом регионе представлен неопротерозойско‐мезозойскими осадочными комплексами мощностью до 14–15 км. Особенностью строения этой территории является наличие в разрезе раннего и среднего девона соленосной толщи и связанной с ней серии соляных куполов, формирующих в осадочном чехле перспективные в отношении нефтегазоносности объекты. С выходящими на поверхность диапирами могут быть связаны структурно‐тектонические ловушки, в то время как над погребенными куполами возможно формирование классических антиклинальных структур. С использованием разрабо‐ танных в ИНГГ СО РАН алгоритмов и программных продуктов и с учетом особенностей геологического строения исследуемой территории выполнены численные эксперименты по моделированию процессов формирования соляно‐купольных структур. Результаты численных экспериментов показали, что формирование контрастных, выходящих на поверхность куполов началось в ранней перми и наиболее интенсивно протека‐ ло в мезозое; основной рост погребенных диапиров интенсивнее всего происходил в позднем мелу и кайнозое.

The article discusses the geological structure, oil‐and‐gas‐bearing capacities and salt tectogenesis of the Anabar‐Khatanga saddle located on the Laptev Sea shore. In the study area, the platform sediments are represented by the 14‐45 km thick Neoproterozoic‐Mesozoic sedimentary complexes. The regional cross‐sections show the early and middle Devonian salt‐bearing strata and associated salt domes in the sedimentary cover, which may be indicative of potential hydrocarbon‐containing structures. Diapirs reaching the ground surface can be associated with structures capable of trapping hydrocarbons, and typical anticline structures can occur above the domes buried beneath the sediments. In our study, we used the algorithms and software packages developed by A.A. Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics (IPGG SB RAS). Taking into account the structural geological features of the study area, we conducted numerical simulation of the formation of salt dome structures. According to the numerical models, contrasting domes that reached the ground surface began to form in the early Permian and developed most intensely in the Mesozoic, and the buried diapirs developed mainly in the late Cretaceous and Cenozoic.

осадочный бассейнАнабаро‐Хатангская седловинаморе Лаптевыхсейсмический разрезсоляной куполчисленное моделированиеsedimentary basinAnabar‐Khatanga saddleLaptev Seaseismic sectionsalt domenumerical ModelingРабота выполнена в рамках программ фунда‐ ментальных 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»)ReferencesАбрамов Т.В. Быстрое численное решение краевых задач с известной функцией Грина через циклическую свертку // Вычислительные технологии. 2016. Т. 21. № 2. С. 3–11.Abramov T.V., 2016. Fast numerical solution of boundary value problems with known greens function using cyclic convolution. Computational Technologies 21 (2), 3–11 (in Russian)Abramov T., Lavrentiev M., Lunev B., 2016. Implementation and testing of the fast numerical algorithm for simulation of 3D gravity creeping flow of incompressible newtonian fluid. In: Proceedings of the 2nd International conference on applications in information technology (Aizu-Wakamatsu, Japan, October 6–8, 2016). The University of Aizu Press, Aizu-Wakamatsu, p. 121–124.Abramov T., Lavrentiev M., Lunev B., 2016. Implementation and testing of the fast numerical algorithm for simulation of 3D gravity creeping flow of incompressible newtonian fluid. In: Proceedings of the 2nd International conference on applications in information technology (Aizu-Wakamatsu, Japan, October 6–8, 2016). The University of Aizu Press, Aizu-Wakamatsu, p. 121–124.Afanasenkov A.P., Nikishin A.M., Unger A.V., Bordunov S.I., Lugovaya O.V., Chikishev A.A., Yakovishina E.V., 2016. The tectonics and stages of the geological history of the Yenisei–Khatanga basin and the conjugate Taimyr orogeny. Geotectonics 50 (2), 161–178. https://doi.org/10.1134/S0016852116020023.Afanasenkov A.P., Nikishin A.M., Unger A.V., Bordunov S.I., Lugovaya O.V., Chikishev A.A., Yakovishina E.V., 2016. The tectonics and stages of the geological history of the Yenisei–Khatanga basin and the conjugate Taimyr orogeny. Geotectonics 50 (2), 161–178. https://doi.org/10.1134/S0016852116020023.Astarita G., Marucci G., 1974. Principles of Non-Newtonian Fluid Mechanics. Mc Graw-Hill, New York, 289 p.Astarita G., Marucci G., 1974. Principles of Non-Newtonian Fluid Mechanics. Mc Graw-Hill, New York, 289 p.Drachev S.S., Mazur S., Campbell S.G., Tishchenko A., 2018. Crustal architecture of the East Siberian Arctic shelf and adjacent Arctic Ocean constrained by seismic data and gravity modeling results. Journal of Geodynamics 119, 123–148. https://doi.org/10.1016/j.jog.2018.03.005.Drachev S.S., Mazur S., Campbell S.G., Tishchenko A., 2018. Crustal architecture of the East Siberian Arctic shelf and adjacent Arctic Ocean constrained by seismic data and gravity modeling results. Journal of Geodynamics 119, 123–148. https://doi.org/10.1016/j.jog.2018.03.005.Грамберг И.С. Геохимические исследования как один из методов поисков генетических признаков нефтематеринских толщ (на примере арктических районов СССР) // Нефтегазоносность севера Сибири / Ред. И.С. Грамберг, М.К. Калинко. Л.: Госнаучтехиздат, 1958. С. 171–182.Gramberg I.S., 1958. Geochemical studies as one of the methods of searching for genetic signs of petroleum source formations (example of the USSR Arctic regions). In: I.S. Gramberg, M.K. Kalinko (Eds.), Oil and gas potential of the north of Siberia. State Scientific and Technical Publishing House, Leningrad, p. 171–182 (in Russian)Jackson M.P., Talbot C.J., 1986. External shapes, strain rates, and dynamics of salt structures. Geological Society of America Bulletin 97 (3), 305–323. https://doi.org/10.1130/0016-7606(1986)97<305:ESSRAD>2.0.CO;2.Jackson M.P., Talbot C.J., 1986. External shapes, strain rates, and dynamics of salt structures. Geological Society of America Bulletin 97 (3), 305–323. https://doi.org/10.1130/0016-7606(1986)97<305:ESSRAD>2.0.CO;2.Калинко М.К. История геологического развития и перспективы нефтегазоносности Хатангской впадины. Л.: Гостоптехиздат, 1959. 360 с.Kalinko M.K., 1959. History of Geological Development and Oil and Gas Potential of the Khatanga Depression. Gostoptekhizdat, Leningrad, 360 p. (in Russian)Каширцев В.А., Ким Н.С., Фурсенко Е.А., Дзюба О.С., Фомин А.Н., Чалая О.Н. Генезис нефтей и нефтепроявлений Анабаро-Хатангской седловины (Арктический сектор Сибирской платформы) // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2013. № 1. С. 54–63.Kashirtsev V.A., Kim N.S., Fursenko E.A., Dzyuba O.S., Fomin A.N., Chalaya O.N., 2013. Genesis of oils and oil shows of the Anabar-Khatanga saddle (Arctic sector of the Siberian platform). Geology and Mineral Resources of Siberia (1), 54–63 (in Russian)Kontorovich V.A., Kontorovich A.E., Gubin I.A., Zoteev A.M., Lapkovsky V.V., Malyshev N.A., Soloviev M.V., Fradkin G.S., 2013. The Neoproterozoic–Phanerozoic section of the Anabar–Lena province: Structural framework, geological model, and petroleum potential. Russian Geology and Geophysics 54 (8), 980–996. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2013.07.014.Kontorovich V.A., Kontorovich A.E., Gubin I.A., Zoteev A.M., Lapkovsky V.V., Malyshev N.A., Soloviev M.V., Fradkin G.S., 2013. The Neoproterozoic–Phanerozoic section of the Anabar–Lena province: Structural framework, geological model, and petroleum potential. Russian Geology and Geophysics 54 (8), 980–996. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2013.07.014.Конторович В.А., Лунёв Б.В., Лапковский В.В., Филиппов Ю.Ф. Численные модели формирования структур соляной тектоники, выявленных сейсморазведкой в кембрийских отложениях Предъенисейского осадочного бассейна (юго-восток Западной Сибири) // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2014. № S2. С. 105–115.Kontorovich V.A., Lunev B.V., Lapkovsky V.V., Filippov Yu.F., 2014. Numerical models of salt tectonics structures detected by seismic exploration in the Cambrian deposits of the Predyenisei sedimentary basin, South-Eastern West Siberia. Geology and Mineral Resources of Siberia (S2), 105–115 (in Russian)Соляная тектоника Сибирской платформы / Ред. Ю.А. Косыгин. Новосибирск: Наука, 1973. 162 с.Kosygin Yu.A. (Ed.), 1973. Salt Tectonics of the Siberian Platform. Nauka, Novosibirsk, 162 p. (in Russian)Лунёв Б.В. Изостазия как динамическое равновесие вязкой жидкости // Доклады АН СССР. 1986. Т. 290. № 1. С. 72–76.Lunev B.V., 1986. Isostasia as dynamic equilibrium of viscous fluid. Doklady AN SSSR 290 (1), 72–76 (in Russian)Лунев Б.В. О природе верхнемантийной аномалии плотности под Срединно-Атлантическим хребтом и ее роли в рифтогенезе и спрединге // Геология и геофизика. 1996. Т. 37. № 9. С. 87–101.Lunev B.V., 1996. The upper mantle density anomaly above the Mid-Atlanтic Ridge: its nature and role in rifting and spreading. Geologiya i Geofizika (Russian Geology and Geophysics) 37 (9), 87–101 (in Russian)Старосельцев В.С., Дивина Т.А. Механизм девонского соленакопления на северо-западе Сибирской платформы // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2012. № 2. С. 88–95.Staroseltsev V.S., Divina T.A., 2012. Mechanism of Devonian salt accumulation in the North-West of the Siberian platform. Geology and Mineral Resources of Siberia (2), 88–95 (in Russian)Vernikovsky V., Shemin G., Deev E., Metelkin D., Matushkin N., Pervukhina N., 2018. Geodynamics and oil and gas potential of the Yenisei-Khatanga basin (Polar Siberia). Minerals 8 (11), 510. https://doi.org/10.3390/min8110510.Vernikovsky V., Shemin G., Deev E., Metelkin D., Matushkin N., Pervukhina N., 2018. Geodynamics and oil and gas potential of the Yenisei-Khatanga basin (Polar Siberia). Minerals 8 (11), 510. https://doi.org/10.3390/min8110510.

The authors declare that there are no conflicts of interest present.