georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2024.4.7geores-425Research ArticleГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ, ПОИСК И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙGEOLOGICAL AND GEOPHYSICAL RESEARCH, PROSPECTING AND EXPLORATION OF DEPOSITSМоделирование соляного тектогенеза в связи с выбором главных направлений поиска месторождений углеводородного и гидроминерального сырья в Кемпендяйской впадине (юго-восток Сибирской платформы)Modeling of Salt Tectogenesis in Connection With the Choice of the Main Directions for the Search For Hydrocarbon Deposits and Hydromineral Raw Materials Within the Kempendyai Depression (South-East оf the Siberian Platform)ЛуневБ. В.LunevB. V.

Борис Валентинович Лунев – кандидат физ.-мат. наук, старший научный сотрудник. СО РАН

630090, Новосибирск, пр. ак. Коптюга, д. 3

Boris V. Lunev – Cand. Sci. (Physics and Mathematics), Senior Researcher.

3 Koptug ave., Novosibirsk, 630090

LunevBV@ipgg.sbras.ruГубинИ. А.GubinI. A.

Игорь Алексеевич Губин – кандидат геол.-минерал. наук, зав. Лабораторией.

630090, Новосибирск, пр. ак. Коптюга, д. 3

Igor A. Gubin – Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Head of Laboratory.

3 Koptug ave., Novosibirsk, 630090

GubinIA@ipgg.sbras.ruЛапковскийВ. В.LapkovskyV. V.

Владимир Валентинович Лапковский – доктор геол.минерал. наук, зав. Лабораторией.

630090, Новосибирск, пр. ак. Коптюга, д. 3

Vladimir V. Lapkovsky – Dr. Sci. (Geology and Mineralogy), Head of Laboratory.

3 Koptug ave., Novosibirsk, 630090

LapkovskiiVV@ipgg.sbras.ruМариновР. В.MarinovR. V.

Роман Владимирович Маринов – младший научный сотрудник.

630090, Новосибирск, пр. ак. Коптюга, д. 3

Roman V. Marinov – Junior Researcher.

3 Koptug ave., Novosibirsk, 630090

MarinovRV@ipgg.sbras.ruИнститут нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАНРоссияTrofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of the Russian Academy of SciencesRussian Federation202430122024264176186Copyright © Лунев Б.В., Губин И.А., Лапковский В.В., Маринов Р.В., 20242024Лунев Б.В., Губин И.А., Лапковский В.В., Маринов Р.В.Lunev B.V., Gubin I.A., Lapkovsky V.V., Marinov R.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.geors.ru/jour/article/view/425

Дана краткая характеристика геологического строения осадочного чехла Кемпендяйской впадины, расположенной в пределах сибирской платформы на территории республики Саха (Якутия). В геологическом разрезе выделено два интервала формирования неустойчивых слоев в кембрии и девоне, выполнена оценка их соленасыщенности. составлена обобщенная геоплотностная модель осадочного чехла, приведены примерные масштабы и длительность перерывов в фанерозойской истории осадконакопления. Выполнено численное моделирование соляного тектогенеза путем решения задачи расчета ползущего течения ньютоновской жидкости с переменной плотностью и постоянной вязкостью. Показана ведущая роль всплывания девонских солей, наиболее активная фаза которого пришлась на юрское время, в формировании локальных структур осадочного чехла при подчиненном характере динамики кембрийских солей. Предложено выделять подкорневые зоны сложенных девонскими солями диапиров, как участки наиболее перспективные в отношении нефтегазоносности, так и, возможно, в отношении литиеносных рассолов.

A brief description of the geological structure of the sedimentary cover within the Kempendyai depression is given, in which two intervals of formation of unstable layers in the Cambrian and Devonian are distinguished, and their salt saturation is estimated. A generalized geo-density model of the sedimentary cover has been compiled, and approximate scales and duration of interruptions in the Phanerozoic sedimentation history are given. Numerical modeling of salt tectogenesis is performed by solving the problem of calculating the creeping flow of a Newtonian fluid with variable density and constant viscosity. The leading role of the surfacing of Devonian salts, the most active phase of which occurred in the Jurassic period, in the formation of local sedimentary cover structures with the subordinate nature of the dynamics of Cambrian salts is shown. It is proposed to identify subcortical zones composed of Devonian diapir salts as the most promising areas in terms of oil and gas content, and possibly in terms of lithium-bearing brines.

Кемпендяйская впадинасоляной тектогенезчисленное моделированиекембрийдевонперспективы нефтегазоносностилитиеносные рассолыKempendyai depressionsalt tectogenesisnumerical modelingCambrianDevonianoil and gas prospectslithiumbearing brinesработа выполнена в рамках научных тем государственной программы ФНИ FWZZ-2022-0008 «Цифровые геолого-геофизические модели Лено-Тунгусской и Лено-Вилюйской нефтегазоносных провинций, анализ закономерностей размещения нефтяных и газовых месторождений, оценка перспектив нефтегазоносности в основных продуктивных комплексах верхнего протерозоя и фанерозоя, включая карбонатные горизонты венда и кембрия с трудноизвлекаемыми ресурсами, изучение влияния интрузий траппов на нефтегазоносность» и FWZZ-2022-0009 «Цифровые геолого-геофизические модели и оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Арктической зоны Сибири и республики Саха (Якутия); усовершенствование геолого-геофизических методов исследований»The work was supported by the Basic research projects: «Digital geological and geophysical models of the Lena-Tunguska and the Lena-Vilyui oil and gas provinces, analysis of oil and gas fields location, prediction of oil and gas occurrence in the Upper Proterozoic and Phanerozoic hydrocarbon plays including Vendian and Cambrian carbonate horizons with hard-to-recover resources, studying the effect of trap intrusions on oil and gas potential», project number FWZZ-2022-0008 and «Digital geological and geophysical models and assessment of oil and gas potential of sedimentary basins of the Arctic zone of Siberia and the Republic of Sakha (Yakutia); improvement of geological and geophysical research methods», project number FWZZ-2022-0009ReferencesАбрамов Т.В. (2016). Быстрое численное решение краевых задач с известной функцией Грина через циклическую свертку. Вычислительные технологии, 21(2), с. 3–11.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. Proc. 2nd International Conference on Applications in Information Technology. Aizu-Wakamatsu, Japan, The University of Aizu Press, pp. 121–124.Алексеев С. В., Алексеева Л.П., Вахромеев А.Г., Владимиров А.Г., Волкова Н.И. (2012). Литиевые подземные воды Иркутской области и Западной Якутии. Химия в интересах устойчивого развития, 20, с. 27–33Alekseev S.V., Alekseeva L.P., Vakhromeev A.G., Vladimirov A.G., Volkova N.I. (2012). Lithium-bearing ground waters of the Irkutsk region and West Yakutia. Himia v interesah ustoichivogo razvitiya, 20, pp. 27–33. (In Russ.)Астарита Дж., Марруччи Дж. (1978). Основы гидромеханики неньютоновских жидкостей. М: Мир, 309 с.Astarita G., Marucci G. (1974). Principles of Non-Newtonian Fluid Mechanics. New York: Mc Graw-Hill, 289 p.Атлас «Опорные геолого-геофизические профили России» (2013). Глубинные сейсмические разрезы по профилям ГСЗ, отработанным в период с 1972 по 1995 год. СПб:ВСЕГЕИ, 94 с.Atlas “Basic geological and geophysical profiles of Russia” (2013). Deep seismic sections according to the profiles of the GSZ, worked out in the period from 1972 to 1995. St.Petersburg: VSEGEI, 94 p. (In Russ.)Бабаян Г.Д. (1973). Тектоника и нефтегазоносность Вилюйской синеклизы и прилегающих районов по геофизическими геологическим материалам. Новосибирск: Наука, Сиб. Отд-ние, 137 с.Babayan G.D. (1973). Tectonics and oil and gas content of the Vilyui syneclise and adjacent areas according to geophysical geological materials. Novosibirsk: Nauka, Sib. Branch, 137 p. (In Russ.)Бабаян Г.Д., Мокшанцев К.Б., Уаров В.Ф. (1978). Земная кора восточной части сибирской платформы. Новосибирск: Наука, Сиб. Отд-ние, 56 с.Babayan G.D., Mokshantsev K.B., Uarov V.F. (1978). Earth crust of the eastern part of the Siberian platform. Novosibirsk: Nauka, Sib. branch, 56 p. (In russ.)Бобров А.К., Грибова Н.А., Грязнов Н.К. и др. (1954). Основные черты геологического строения и перспективы нефтеносности Восточной Сибири.Ленинград: Труды ВНИГрИ, 13, 413 с.Bobrov A.K., Gribova N.A., Gryaznov N.K. (1954). The main features of the geological structure and prospects of oil production in Eastern Siberia. Leningrad: Tr. VNIGRI, 13, p. 413. (In Russ.)Вейнберг М.К. (1974). Тектоника юго-западной части Вилюйской синеклизы по результатам сейсморазведки. Автореф. дис. … канд. геол.минерал. наук. Л., 16 с.Certificate of state registration of a computer program (2017). No. 2018612365, application No. 2017663574 dated 26.12.2017, registered 16.02.2018. (In russ.)Гайдук В.В. (1988). Вилюйская среднепалеозойская рифтовая система. Якутск: ЯФ СО АН СССР, 128 с.Cherdantsev G.A., Golovin S.V. (2018). Petroleum prospects update concerning Middle-Paleozoic sequences belonging the Southern part of Viluyui Syneclise. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 13(3). (In Russ.) https://doi.org/10.17353/2070-5379/33_2018Государственная геологическая карта российской Федерации. (1994). Масштаб 1: 1 000 000 (новая серия). Лист р-50, 51 – Олекминск. Объяснительная записка. СПб: Изд-во ВСЕГЕИ, 211 с.Chumakov N.M. (1959). Stratigraphy and tectonics of the southwestern part of the Vilyui depression. Tectonics of the USSR. Moscow: USSR Academy of Sciences. (In Russ.)Губин И.А., Абрамов Т.В., Канаков М.С., Лунёв Б.В. (2016). Численное моделирование соляного тектогенеза на западе Иркутского амфитеатра. Геомодель 2016: 18-я конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа: Тезисы докладов, 8 с.Dubrovin M.A. (1979). Salt tectonics of the Upper Lena depression of the Siberian platform. Novosibirsk: Nauka, 96 p. (In Russ.)Дубровин М.А. (1979). соляная тектоника Верхне-Ленской впадины сибирской платформы. Новосибирск: Наука, 96 с.Fradkin G.S. (1967). Geological structure and prospects of oil and gas potential of the western part of the Vilyui syneclise. Moscow: Nauka, 215 p. (In russ.)Забанбарк А. (2020). Геология и перспективы нефтегазоносности бассейна сантос. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 6, с. 26–31. DOI: 10.30713/2413-5011-2020-6(342)-26-31Gaiduk V.V. (1988). The Vilyui Middle Paleozoic rift system. Yakutsk: YAF SB of the USSR Academy of Sciences, 211 p. (In Russ.)Иванов Ю.А., Белихова С.В. (1989). Прогноз нефтегазоносности верхневендско-кембрийской соленосно-карбонатной формации Восточной Сибири.М: ВНИИОЭНГ, 39 с.Gubin I.A., Abramov T.V., Kanakov M.S., Lunev B.V. (2016). Numerical Modeling of Salt Tectogenesis in the West of the Irkutsk Amphitheater. Geomodel-2016, p.8. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201602207Калинко М.К. (1973) Соленакопление, образование соляных структур и их влияние на нефтегазоносность. Труды ВНИГРИ, вып. 127. М: Недра, 134 с.Ivanov Yu.A., Belikova S.V. (1989). Forecast of oil and gas potential of the Upper Vendian-Cambrian salt-carbonate formation of Eastern Siberia. Moscow: VNIIOENG, 39 p. (In Russ.)Колодезников К.Е. (1975). К генезису соленосных отложений девона Кемпендяйской впадины. Докл. АН СССР, 223(4), с. 976–978.Jackson M.P.A., Talbot C.J. (1986). External shapes, strain rates and dynamics of salt structures. Geological Society of America Bulletin, 97, pp. 305–323. https://doi.org/10.1130/0016-7606(1986)97<305:ESSRAD>2.0.CO;2Колодезников К.Е. (1982). Девон и нижний карбон западной части Вилюйской синеклизы. М: Наука, 101 с.Kalinko M.K. (1973). Salt accumulation, formation of salt structures and their effect on oil and gas content. Moscow: Nedra, 134 p. (In Russ.)Конторович В.А., Лунёв Б.В., Лапковский В.В. (2019). Геологогеофизическая характеристика Анабаро-Хатангской нефтегазоносной области; численное моделирование процессов формирования соляных куполов (Сибирский сектор Российской Арктики). Геодинамика и тектонофизика, 10(2), с. 459–470. https://doi.org/10.5800/GT-2019-10-2-0421Kontorovich V.A., Lunev B.V., Lapkovsky V.V., 2019. 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). Geodynamics&Tectonophysics, 10(2), pp. 459–470. (In Russ.) https://doi.org/10.5800/GT-2019-10-2-0421Лунев Б.В. (1996). О природе верхнемантийной аномалии плотности под срединно-Атлантическим хребтом и ее роли в рифтогенезе и спрединге. Геология и геофизика, 37(9), с. 87–101.Kolodeznikov K.E. (1975). To the genesis of the Devonian saline sediments of the Devonian of the Kempendiai depression. Dokl. of the USSR Academy of Sciences, 223(4), pp. 976–978. (In Russ.)Лунёв Б.В., Абрамов Т.В. (2014). Высокоэффективные вычисления 3-D ползущих течений для оперативного моделирования соляного тектогенеза. Петергоф: Петрофизическое моделирование осадочных пород: III Балтийская школа-семинар (BalticPetroModel-2014).Kolodeznikov K.E. (1982). Devonian and Lower Carboniferous of the western part of the of the Vilyui syneclise. Moscow: Nauka, 101 p. (In Russ.)Лунёв Б.В., Абрамов Т.В., Лапковский В.В., Прийменко В.И. (2017). Высокоэффективное 3D моделирование соляного тектогенеза в целях прогноза структуры подсолевого комплекса. Технологии сейсморазведки, 3, с. 96–103.Lunev B.V. (1996). The upper mantle density anomaly above the MidAtlantic Ridge: its nature and role in rifting and spreading. Geologiya i geofizika, 37(9), pp. 87–101. (In Russ.)Лунёв Б.В., Лапковский В.В. (2014). Механизм развития инверсионной складчатости в подсолевом комплексе. Физика Земли, 1, с. 59–65. https://doi.org/10.7868/s0002333714010062Lunev B.V., Abramov T.V. (2014). Highly efficient computation of 3-D creeping currents for operational modelling of salt tectogenesis. Peterhof: Petrophysical modelling of sedimentary rocks: III Baltic School-Seminar (BalticPetroModel-2014). (In Russ.)Лунев Б. В. (1986). Изостазия как динамическое равновесие вязкой жидкости. Доклады Академии наук СССР, 290(1), с. 72–76.Lunev B.V., Аbramov T.V., Lapkovsky V.V., Priimenko V.I. (2017). An efficient 3D modeling of salt tectogenesis for prediction subsalt structure. Tehnologii seismorazvedki, 3, pp. 96–103. (In Russ.) doi: 10.18303/1813-4254-2017-3-96-103Мегакомплексы и глубинные структуры земной коры нефтегазоносных провинций сибирской платформы (1987). ред. В.С. сурков. М: Недра, 204 с.Lunev B.V., Lapkovsky V.V. (2014). Mechanism of development of inversion folding in the subsalt. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 50(1), pp. 57–63. (In Russ.) doi: 10.7868/S0002333714010062Мельников П.Н., Погодаев А.В., Матвеев А.И., Пороскун В.И., Царев В.В., Соболева Е.Н. (2023). Открытие нового нефтегазоносного района на северо-западном склоне Алданской антеклизы сибирской платформы. Геология нефти и газа, 2, с. 5–16. DOI 10.31087/0016-7894-2023-2-5-16Lunev, B. V. (1986). Isostasis as a dynamic equilibrium of a viscous liquid. Reports of the USSR Academy of Sciences, 290(1), pp. 72–76. (In russ.)Мокшанцев К.Б., Горнштейн Д.К., Гусев Г.С., Деньгин Э.В., Штех Г.И. (1964). Тектоническое строение Якутской АССР. М: Наука, 291 с.Megacomplexes and deep structures of the Earth’s crust of the oil and gas–bearing provinces of the Siberian platform (1987). Ed. V. S. Surkov. Moscow: Nedra, 204 p. (In Russ.)Мокшанцев К.Б., Горнштейн Д.К., Гусев Г.С., Лутц Б.Г., Петров А.Ф., сластенов Ю.Л., Фрумкин И.М., Штех Г.И. (1975). Тектоника Якутии. Новосибирск: Наука, Сиб. Отд-ние, 198 с.Melnikov P.N., Pogodaev A.V., Matveev A.I., Poroskun V.I., Tsarev V.V., Soboleva E.N. (2023). Discovery of new Petroleum District on north-western slope of Aldansky Syneclise (Siberian Platform). Geologiya nefti i gaza, (2), pp. 5–16. (In Russ.) doi: 10.31087/0016-7894-2023-2-5-16Пашкевич Н.Г. (1971). сравнительная характеристика споровых комплексов фаменского яруса района Кемпендяйских дислокаций. Палинологическая характеристика палеозойских, мезозойских и кайнозойских отложений Якутии. Якутск: Якуткнигоиздат, с. 40–45.Mokshantsev K.B., Gornstein D.K., Gusev G.S., Dengin E.V., Shtekh G.I. (1964). Tectonic structure of the Yakut ASSR. Moscow: Nauka, 291 p. (In russ.)Сафронов А.Ф. (2009). Перспективы наращивания сырьевой базы нефтегазодобычи на территории республики саха (Якутия). Наука и техника Якутии, 2(17), с. 15–21.Mokshantsev K.B., Gornstein D.K., Gusev G.S., Lutz B.G., Petrov A.F., Slastenov Y.L., Frumkin I.M., Shtekh G.I. (1975). Tectonics of Yakutia. Novosibirsk: Nauka, Siberian Branch, 198 p. (In Russ.)Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ (2017). № 2018612365.Pashkevich, N.G. (1971). Comparative characterization of spore complexes of the Famennian Stage of the Kempendian dislocations area. Palynological characterization of Paleozoic, Mesozoic and Cenozoic sediments of Yakutia. Yakutsk: Yakutknigoizdat, pp. 40–45. (In Russ.)Сивцев А.И., Александров А.Р. (2014). Галокинез в тектоническом строении Кемпендяйской впадины. Нефтегазовое дело, 5, с. 54–70. https://doi.org/10.17122/ogbus-2014-5-54-70Pratsch J.C. (1989). Salt in Oil and Gas Exploration offshore Gulf Coast Region, U.S.A. Gulf of Mexico Salt Tectonics, Associated Processes and Exploration Potential, pp. 111–114. https://doi.org/10.5724/gcs.89.10.0111Соляная тектоника сибирской платформы (1973). Новосибирск: Наука, 163 с. (Тр. Института геологии и геофизики, вып. 65)Prokopiev A.V., Kozmin B.M., Smelov A.P. (2001). Tectonics, geodynamics and metallogeny of the Sakha Republic (Yakutia). Nauka Interperiodica, 571 p. (In russ.)Тектоника, геодинамика и металлогения территории республики саха (Якутия) (2001). Под ред. Л.М. Парфенова, М.И. Кузьмина. М: МАИК «Наука. Интерпериодика», 571 с.Shteh G.I. (1965). The deep structure and history of tectonic development of the Vilyui depression. Moscow: Nauka, 124 p. (In Russ.)Труфанова Н.В., Кривощеков А.Л., Наумова Ю.А. (2007). Методика и результаты кинематической интерпретации по региональному профилю «Ковыктинское месторождение-Предпатомский прогиб». Технологии сейсморазведки, 3, с. 83–90.Sivtsev A.I.1, Alexandrov A.R. (2014). Galokinez in tectonic structure of Kempendyai depression. Neftegazovoe delo. 5, pp. 54–70. (In russ.) https://doi.org/10.17122/ogbus-2014-5-54-70Фрадкин Г.С. (1967). Геологическое строение и перспективы нефте-газоносности западной части Вилюйской синеклизы. М: Наука, 215 с.State Geological Map of the Russian Federation (1994). Scale 1: 1,000,000 (new series). List P-50, 51 – Olekminsk. Explanatory note. Russian Geological Research Institute (VSEGEI), p. 211. (In Russ.)Черданцев Г.А., Головин С.В. (2018). уточнение перспектив нефтегазоносности среднепалеозойских отложений южной части Вилюйской синеклизы. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 13(3). https://doi.org/10.17353/2070-5379/33_2018Trufanova N.V., Krivoshchekov A.L., Naumova Yu.A. (2007). Methodology and results of kinematic interpretation according to the regional profile “Kovyktinskoye field-Predatomsky trough”. Tehnologii seismorazvedki, 3, pp. 83–90. (In Russ.)Чумаков Н.М. (1959). стратиграфия и тектоника юго-западной части Вилюйской впадины. Тектоника СССР. М: Изд-во АН ссср, 4, с. 345–451.Veinberg M.K. (1974). Tectonics of the southwestern part of the Vilyui syneclise based on the results of seismic exploration. Abstract Cand. geol. and min. sci. diss. Leningrad, 16 p. (In Russ.)Штех Г.И. (1965). Глубинное строение и история тектонического развития Вилюйской впадины. М: Наука, 124 с.Xue Y., Luan X., Raveendrasinghe T.D., Wei X, Jin L., Yin J., Qiao J. (2024). Implications of Salt Tectonics on Hydrocarbon Ascent in the Eastern Persian Gulf: Insights into the Formation Mechanism of Salt Diapirs, Gas Chimneys, and Their Sedimentary Interactions. J. Ocean Univ. China, pp. 1–19. https://doi.org/10.1007/s11802-024-5821-8Abramov 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. Proc. 2nd International Conference on Applications in Information Technology. Aizu-Wakamatsu, Japan, The University of Aizu Press, pp. 121–124.Zabanbark A. (2020). Geology and prospects of oil and gas potential of Santos basin. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, 6, pp. 26–31. (In Russ.) DOI: 10.30713/2413-5011-2020-6(342)-26-31Astarita G., Marucci G. (1974). Principles of Non-Newtonian Fluid Mechanics. New York: Mc Graw-Hill, 289 p.Astarita G., Marucci G. (1974). Principles of Non-Newtonian Fluid Mechanics. New York: Mc Graw-Hill, 289 p.Jackson M.P.A., Talbot C.J. (1986). External shapes, strain rates and dynamics of salt structures. Geological Society of America Bulletin, 97, pp. 305–323. https://doi.org/10.1130/0016-7606(1986)97<305:ESSRAD>2.0.CO;2Jackson M.P.A., Talbot C.J. (1986). External shapes, strain rates and dynamics of salt structures. Geological Society of America Bulletin, 97, pp. 305–323. https://doi.org/10.1130/0016-7606(1986)97<305:ESSRAD>2.0.CO;2Pratsch J.C. (1989). Salt in Oil and Gas Exploration offshore Gulf Coast Region, U.S.A. Gulf of Mexico Salt Tectonics, Associated Processes and Exploration Potential, pp. 111–114. https://doi.org/10.5724/gcs.89.10.0111Pratsch J.C. (1989). Salt in Oil and Gas Exploration offshore Gulf Coast Region, U.S.A. Gulf of Mexico Salt Tectonics, Associated Processes and Exploration Potential, pp. 111–114. https://doi.org/10.5724/gcs.89.10.0111Xue Y., Luan X., Raveendrasinghe T.D., Wei X, Jin L., Yin J., Qiao J. (2024). Implications of Salt Tectonics on Hydrocarbon Ascent in the Eastern Persian Gulf: Insights into the Formation Mechanism of Salt Diapirs, Gas Chimneys, and Their Sedimentary Interactions. J. Ocean Univ. China, pp. 1–19. https://doi.org/10.1007/s11802-024-5821-8Xue Y., Luan X., Raveendrasinghe T.D., Wei X, Jin L., Yin J., Qiao J. (2024). Implications of Salt Tectonics on Hydrocarbon Ascent in the Eastern Persian Gulf: Insights into the Formation Mechanism of Salt Diapirs, Gas Chimneys, and Their Sedimentary Interactions. J. Ocean Univ. China, pp. 1–19. https://doi.org/10.1007/s11802-024-5821-8

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