CC BY
13
УДК 550.311, 553.98
АВТОКАТАЛИТИЧЕСКОЕ ВСПЛЫВАНИЕ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД КАК МЕХАНИЗМ ФОРМИРОВАНИЯ ЛОВУШЕК ДЛЯ УНИКАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА СЕВЕРЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
В.А.Конторович, И.Д.Кожемякин, В.В.Лапковский, Б.В.Лунев (Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А.Трофимука СО РАН)
Предлагается математическая модель формирования крупных газовых месторождений и вмещающих их бескорневых структур осадочного чехла севера Западной Сибири и прилегающего шельфа арктических морей. В качестве механизма рассматривается развитие специфической плотностной неустойчивости чехла, выражающейся в самоусиливающемся всплывании газонасыщенных объемов пород. Приведены результаты расчетов принципиальной модели процесса и модели формирования структуры одного из известных месторождений.
Ключевые слова: бескорневые структуры; плотностная неустойчивость; газонасыщенные породы; газовые месторождения; арктический шельф.
В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции уникальные скопления газа сконцентрированы в сеноманских песчаных пластах на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Роль регионального флюидоупора для сеноманских залежей УВ выполняет кузнецовская свита, датируемая туроном.
Все гигантские газовые залежи локализованы в высокамплитудных антиклинальных структурах, которые надежно выделяются в рельефе кузнецовской свиты. Именно с такими антиклинальными ловушками связаны Уренгойское, Медвежье, Ямбургское, Ямсовейское, Комсомольское, Юбилейное и другие месторождения. Все сеноманские газовые залежи связаны с массивными резервуарами, представленными слабоуплотненными песчаниками [3].
В настоящей статье рассмотрен механизм формирования в осадочном чехле северных и арктических районов Западной Сибири высокоамплитудных структур за счет процессов самоусиливающегося всплы-вания газонасыщенных пород.
Анализ геолого-геофизических материалов по северным и арктическим районам Западной Сибири позволил сделать ряд принципиальных выводов, характеризующих историю формирования и строение высокоаплитудных поднятий и связанных с ними гигантских залежей газа на севере провинции.
1. Значительная часть антиклинальных структур, с которыми связаны сеноманские газовые залежи, не приурочены к эрозионно-текто-ническим выступам фундамента, и их амплитуды уменьшаются вниз по разрезу — структуры являются бескорневыми [9].
2. Формирование поднятий — ловушек для залежей УВ в структурных планах мезо-кайнозойских стратиграфических уровней происходило в постсеноманское время, в конце позднего мела и кайнозое [5].
3. Кайнозойский этап формирования структур по времени совпал с процессами наиболее интенсивной генерации биогенного газа угленосными формациями, залегающими в низах покурской свиты (апт) [2].
4. Литификация кузнецовской свиты до стадии флюидоупора, способного удерживать уникальные сеноманские газовые залежи, на большей части территории Западной Сибири произошла 65-75 млн лет назад в конце позднего мела — начале кайнозоя [4].
5. Крупные высокоамплитудные структурные ловушки, выделенные в рельефе кровли сеномана, характеризуются полным или даже избыточным заполнением с высотой залежей до 200 м и более [2].
Всем перечисленным критериям отвечают такие месторождения, как Уренгойское, Медвежье, Ямсо-вейское, Юбилейное и др.
На рис. 1 приведены временные разрезы по профилям, пересекающим Ямсовейское и Юбилейное месторождения. Кузнецовская свита, выполняющая роль регионального флюидоупора для сеноман-ских залежей, изохронна, формировалась в морских условиях в эпоху тектонического покоя, выдержана по толщине и развита на обширных территориях Западной Сибири. Это позволяет сделать вывод о том,
Рис. 1. ХАРАКТЕРНЫЕ СЕЙСМИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ ЮБИЛЕЙНОЙ (А) И ЯМСОВЕЙСКОЙ (Б) СТРУКТУР СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
что на момент формирования эта глинистая пачка представляла собой поверхность выравнивания. На аналогичных трансгрессивных глинистых пачках — поверхностях выравнивания — формируются также отражающие горизонты Б, М и С.
Амплитуды Ямсовейской и Юбилейной структур по отражающим горизонтам Г и С, приуроченным соответственно к кровлям сеномана и мела, больше амплитуд поднятий, выделенных в рельефах нижележащих отражающих горизонтов Б и М, формирующихся соответственно на кровле юрского и берриас-нижнеап-тского мегакомплексов. Это свидетельствует о том, что формирование Ямсовейского и Ямбургского поднятий в структурных планах мезозойских отложений происходило главным образом в кайнозое.
Характер сейсмической записи на временных разрезах позволяет четко определять положение газоводяных контактов сеноманских залежей, которые полностью заполняют антиклинальные ловушки.
Постановка задачи
Для песчаных резервуаров, в которых сконцентрированы сено-манские залежи газа на севере Западной Сибири, характерны высокие значения пористости, доходящие до 40 %. Например, средние значения пористости для Медвежьего месторождения составляют 28,8 % [11]. Заполнение порового пространства газом, по сравнению с во-донасыщенной породой, создает значительный дефицит плотности, который, пренебрегая плотностью газа, можно оценить в 0,3 г/см3. Такие значения характерны для слоев чистой каменной соли в терриген-ных породах, т.е. даже с учетом сжимаемости газа и при меньших значениях пористости газонасыщенные породы имеют аномальную плотность того же порядка, что и соленосные. Это позволяет предполагать, что именно архимедово
всплывание газонасыщенных пород может формировать в осадочном чехле высокоамплитудные бескорневые структуры и связанные с ними крупные газовые месторождения.
Будем считать, что по какой-либо причине первоначально образовался небольшой малоамплитудный купол некоторой непроницаемой поверхности ("покрышки") и выделяющийся из пластового флюида газ сформировал здесь какой-то объем газонасыщенных пород. Тогда связанные с ним архимедовы силы будут деформировать эту поверхность, увеличивая амплитуду купола и тем самым увеличивать объем газовой ловушки, т.е. объем газонасыщенных пород. Вследствие этого процесса увеличатся и связанные с ним архимедовы силы, которые бу-
дут еще сильнее деформировать поверхность, продолжая увеличивать объем ловушки и т.д. Можно ожидать, что такого рода положительная обратная связь приведет к развитию автокаталитического процесса, в результате которого будет формироваться все более обширная и контрастная положительная структура-ловушка, заполненная газом. В результате этого процесса будут деформироваться слои, залегающие как выше, так и ниже газовой залежи, обусловливая формирование антиклинальных поднятий в структурных планах различных стратиграфических уровней осадочного чехла. Амплитуда деформаций в этом случае будет уменьшаться по мере удаления вверх и вниз по разрезу от газонасыщенных пород.
Математическое моделирование процессов
формирования антиклинальных ловушек
Рассмотрим этот процесс применительно к образованию структурных залежей в чисто механическом аспекте, не затрагивая вопросы генерации газа, его переноса и выделения в свободную фазу. Будем считать, что при наличии ловушки ее поровое пространство сразу и полностью заполняется газом.
Математическое моделирование процесса всплывания газонасы-щеных пород в настоящей статье сводится к расчету происходящего под действием массы ползущего течения неоднородной по плотности высоковязкой ньютоновской жидкости, ограниченной сверху свободной поверхностью. Эволюция ползущих течений в каждый момент времени целиком определяется конфигурацией объемных сил и поверхностных нагрузок (в силу малости числа Рейнольдса) и представляется последовательностью связанных между собой квазистационарных состояний. Задача формулируется следующим образом.
В прямоугольных декартовых координатах Х1, Х2, Х3 рассматривается ограниченное свободной поверхностью = х3 Ь(хьх2,$ = 0 полупространство х3 < Н(х1,х2,(), {х} = {х1,х2,х3}, где t — время; п — вектор единичной нормали к этой поверхности. Полупространство занято совокупностью несмешиваю-щихся слоев (или замкнутых тел) Ик, разделенных границами 5к( ( ,
конфигурация которых изменяется рассчитываемым течением. Движущей силой течения является нормальная сила тяжести д, приложенная к возмущению плотности, связанному с конфигурацией границ 5к( Начальные условия определяются какой-либо заданной конфигурацией границ 5к . Плот-
ность, напряжения и давление представляются в виде
Р( х^) =Р(х3^) + СТ( х^ И Т =Т0 +т
' (х^) ' (х33^) ^ 1(x,t^
Р = Р0 + о
Р( x,t) Р(х3/) т о( x,t^ 0 -7-0 п0
где Р( х33,,)> Т( xз,í), Р Xз,t)- характеристики гидростатического состояния (т; = -5,.;Р0 = -5,уР0дх3; 8,у- дельта Кронекера); Ст(х, Т(х, 4, 0(х, /) -их малые возмущения. Течение V, очевидно, связано с возмущениями.
Задача расчета ползущего течения записывается следующим образом.
Квазистационарная задача
В задаче по 5к( ), данному в некоторый момент времени tn, и соответствующему возмущению плотности Ст(Х1 ), отыскиваются поле течения V(х1 ), 0(х, )и форма свободной границы х t )Г
х^п ) =Р(х^п ) — Р(х3,(п ^ (1)
Р () =Р к для х еИк или Рд для газонасыщенной части слоя Ик;
2 v-Vо = -стд; (2)
V V = 0; (3)
(Т п^ = 0; (4)
(5)
^ + vVF = 0; дt
М^ = 0,[Р ],к = 0 (6)
(квадратные скобки означают скачок величины на границе).
Эволюционные уравнения
Из уравнений отыскивается эволюция границ 5к( ),
д5,
дt
vVSt = 0
(7)
с некоторыми начальными условиями
5кхV( *Л ) = 0.
Для расчета эволюции течения при заданном из (7) 5к( ) и соответствующему возмущению плотности Ст(х) решается система (1-6), после чего при полученном V(х) по малому промежутку времени 8t интегрируются (7).
Основные вычислительные трудности связаны с решением квазистационарной задачи (1-6). В данном случае она выполняется путем свертки возмущения плотности Ст(х) с функцией Грина, полученной для однородно-вязкого полупространства в [7], что кардинально ускоряет решение (условие (6) при этом заменяется требованием непрерывности решения всюду в полупространстве). Возможность такого упрощения для задач рассматриваемого класса обоснована в [8], где используемый метод успешно применен для решения родственной задачи моделирования соляного тектогенеза.
Возмущение плотности, обусловленное газонасыщенностью пород, определяется в задаче следующим образом: предполагается, что какой-либо выбранный слой Ик (или несколько слоев) является коллектором с заданной "пористостью" и находится под непроницаемым слоем — покрышкой. Для каждого момента времени tn отыскиваются локальные максимумы поверхности 5к, ограничивающей слой Ик сверху. В окрестности каждого локального максимума определяется часть слоя ЛWk, ограниченная сверху поверхностью 5к, а снизу — горизонтальной плоскостью, координата х3 которой совпадает с последней замкнутой горизонталью этой поверхности вокруг данного минимума, т.е. выделяются такие части слоя-"коллектора" ЛWk, что для каждой из них выполнено условие У(х) еЛИк (^_ > х3 > Ьк^ ),
где 1нк — координата х3 данного
максимума поверхности Эк, а Нк . —
максимальная из координат х3 сед-
ловых точек этой поверхности, окружающих данный максимум. Рассматривая такие части "коллектора" как "ловушки", в которых выделяется и удерживается свободный газ, полагаем, что порода в них насыщена не водой, а газом. Дефицит плотности, характеризующий эту область (пренебрегая плотностью газа), определяется как а = кр м (к — пористость, р м — плотность пластовых вод).
В ИНГГ СО РАН авторами статьи создана программа, реализующая решение данной задачи в трехмерной постановке. Результаты одного из модельных расчетов приведены на рис. 2.
В рамках модельного примера рассчитана деформация четырех поверхностей, соответствующих четырем основным отражающим горизонтам, выделяемым в осадочном чехле Западной Сибири: Б — кровля баженовской свиты (кровля юрского мегакомплекса), М — ко-шайская пачка алымского горизонта (кровля берриас-нижнеаптского мегакомплекса), Г — подошва кузнецовской свиты (кровля апт-альб-сеноманского мегакомплекса), С — кровля ганькинской свиты (кровля мела).
В расчетах принято, что пористость всей верхней части разреза от горизонта 3, являющегося региональной покрышкой, и вплоть до горизонта 1 составляет 16 %, за исключением 100-м слоя, подстилающего горизонт 3, где она равна 32 % и приблизительно соответствует продуктивному сеноманскому интервалу. Нижняя часть разреза, которая в кровле контролируется горизонтом Б, отвечает триас-юрскому ме-гакомплексу, обладающему на севере Западной Сибири низкими фи-льтрационно-емкостными характеристиками. В рамках реализованной модели для этой толщи пород коэффициент пористости принят на уровне 5 %. В качестве начальных условий на каждой поверхности за-
Рис. 2. РАСЧЕТ ЭВОЛЮЦИИ МОДЕЛЬНОЙ СТРУКТУРЫ
А Б В
Состояние структуры, соответствующее возрасту: А -15 млн лет, Б -45 млн лет, В - 75 млн лет; вязкость 8-1020 Па-с
дано узкое поднятие незначительной амплитуды — 10 м.
Плотность каждого слоя определяется в соответствии со средней плотностью характерных для Западной Сибири терригенных пород с поправкой на пористость и тип ее заполнения.
Согласно данным, приведенным в [13], асимптотическое значение эффективной вязкости при медленных деформациях, которое можно трактовать как ньютоновскую вязкость, для осадочных пород определяется значением порядка 1020 Па с.
Через 15 млн лет после начала заполнения ловушки с газом в структурных планах реперных горизонтов поднятия практически отсутствуют (см. рис. 2, А), через 45 млн лет поднятие уже проявлено на всех уровнях (см. рис. 2, Б), через 75 млн лет поднятие уже имеет форму контрастной антиклинали с затуханием амплитуды вниз по разрезу (см. рис. 2, В), амплитуда поднятия по горизонту Г составляет 275 м, Б — 175 м.
Модель формирования Медвежьего месторождения
Возможность применения модели к реальным структурам, на-
дежность работы алгоритма и устойчивость его программной реализации исследовались на примере Медвежьего газового месторождения.
Медвежье месторождение расположено на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Уникальная газовая залежь сконцентрирована в сеноманском пласте ПК1, залегающем под кузнецовским региональным флюидоупором, датируемом туроном. Залежь газа контролируется вытянутой в северном направлении контрастной антиклинальной структурой, амплитуда которой в рельефе кровли сеномана составляет 140 м. Ловушка полностью заполнена газом.
Для месторождения был проведен обратный расчет эволюции. Исходя из современного состояния структуры, последовательно рассчитывались возможные предыдущие состояния вплоть до некоторого "начального". Для этого задавался отрицательный временной шаг с периодическим корректирующим обратным расчетом, восстанавливающим исходное для данного периода состояние, и при необходимости с внесением поправок (подобная процедура, применительно к соляному диапиризму, реали-
Рис. 3. РАСЧЕТ "ОБРАТНОЙ ЭВОЛЮЦИИ" СТРУКТУРЫ МЕДВЕЖЬЕГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Состояние структуры: А - современное; соответствующее возрасту: Б -45 млн лет, В -75 млн лет
зована в [12]). На следующем этапе от найденного таким путем "начального" состояния была рассчитана прямая эволюция с положительным временным шагом, восстанавливающая современную структуру. На рис. 3 приведены результаты расчета "обратной эволюции". Структурные поверхности соответствуют горизонтам, которые были рассмотрены при расчете эволюции модельной структуры, газовая залежь расположена в слое, подстилающем региональный кузнецовский флюи-доупор, на котором формируется отражающий горизонт Г.
Очевидно, что найденное указанным способом "начальное" состояние можно рассматривать только как одно из возможных. Тем не менее успешность расчета свидетельствует как об устойчивости метода и реализующей его программы, так и принципиальной применимости предлагаемой модели к рассмотренной реальной структуре.
На рис. 4 приведены серия па-леоразрезов и современный временной разрез по профилю, пересекающему Медвежье месторождение в широтном направлении. Результаты палеореконструкций позволяют сделать вывод о том, что вплоть до завершения формирования кузнецовского флюидоупора, к которому приурочен отражающий горизонт Г, рельеф нижележащих горизонтов представлял собой погружающуюся в восточном направлении моноклиналь, на которой имелись малоамплитудные флексуры. Процесс формирования антиклинальной ловушки начался в конце позднего мела и наиболее активно протекал в кайнозое.
Как было отмечено, интенсивное формирование биогенного газа происходит на этапе, когда угленосные нефтепроизводящие формации залегают на глубине около 1400 м и литификация кузнецовских глин на стадии флюидоупора произошла 65-75 млн лет назад.
В настоящее время на Медвежьей площади и в сопредельных депрессиях глубина залегания продуктивных сеноманских песчаных пластов составляет 1000-1400 м. С учетом мощности (500-800 м) и времени формирования (65 млн лет) кайнозоя можно сделать вывод о том, что процессы интенсивной газогенерации и литификации кузнецовского флюидоупора произошли в конце позднего мела — начале кайнозоя, т.е. по времени совпали с началом образования Медвежьей антиклинальной ловушки. Это позволяет сделать вывод о том, что предложенный вариант формирования контрастного поднятия как минимум не противоречит реальной геологической ситуации.
Сопоставление соответствующих палеоразрезов и полученных в результате моделирования стадий эволюции рассматриваемого объекта (прямой расчет из найденного "начального" состояния) также ха-
OIL AND GAS GEOLOGY OF WEST SIBERIA
рактеризует согласованность полученных результатов с реальной сейс-могеологической моделью Медвежьего месторождения (рис. 5).
Заключение
Предложенная модель объясняет механизм и позволяет рассчитывать сценарии формирования крупных газовых месторождений и контролирующих их структур. Отметим, что анализ материалов по бескорневым структурам разного ранга позволил выявить их устойчивую связь с процессами глиняного диапиризма и грязевого вулканизма, которые всегда связаны с выделением газа, преимущественно метана, поступающего (как предполагается) с глубин, соответствующих "метановой зоне" [6]. Это также свидетельствует в пользу предложенного "газового" механизма формирования бескорневых структур.
Тем не менее применительно к структурам, которые контролируют уникальные газовые залежи в северных и арктических районах Западной Сибири, полагаем, что механизм их формирования был многофакторным и предложенная модель не в полной мере объясняет особенности их геологического строения.
Рассмотрим эти особенности.
1. Не все газовые гиганты контролируются ловушками, связанными с бескорневыми структурами. Например, Ямбургское, Бованенков-ское, Крузенштернское и ряд других месторождений приурочены к структурам, в основании которых развиты эрозионно-тектонические выступы до-мезозойского основания.
2. Большинство антиклинальных ловушек осложнено разрывными нарушениями, секущими практически весь мезо-кайнозойский осадочный чехол.
3. Анализ материалов сейсморазведки 3Э показал, что разрывные нарушения, осложняющие рассматриваемые высокоамплитудные
№ : jf^ l "H'Si- - Я
i f
\ I
фЬ i © i' ( <
j 1 jjj-'i / ' -
■
tq ui
з
н К
о
г, S
а о
антиклинальные структуры, имеют чешуйчатый характер, что, согласно результатам моделирования, может объясняться сдвиговыми дислокациями [1, 10].
4. Большинство уникальных газовых месторождений Надым-Пур-ского междуречья контролируется линейными вытянутыми в северном направлении антиклинальными ловушками с соотношением осей структур 10 к 1, причем все эти структуры расположены в зоне, где Западно-Сибирский бассейн существенно сужается, что вряд ли можно рассматривать как случайность. К северу от Мессояхской гряды, на территории полуостровов Ямал и Гыдан и в Карской региональной депрессии, поднятия, с которыми связаны газовые месторождения, характеризуются, как правило, изо-метричной формой.
Все эти данные свидетельствуют о многофактором характере образования структур-ловушек, предопределивших формирование крупнейшей в мире газоносной провинции.
Линейный характер антиклинальных ловушек в Надым-Пурской нефтегазоносной области, вероятно, следует связывать с процессами сжатия, происходившими наиболее интенсивно в зоне, где Западно-Сибирский бассейн существенно сужается. Сжатие, вероятно, происходило не в строго субширотном направлении, силы были направлены под углом, что и предопределило наличие сдвиговых дислокаций. В ряде случаев на фоне формирования Колтогорско-Уренгойской над-рифтовой депрессии, которое также очень интенсивно происходило в кайнозое, тенденцию к относительному росту могли испытывать межрифтовые, межразломные блоки и эрозионно-тектонические выступы домезозойского основания.
Несмотря на вероятную связь формирования структур в северных и арктических районах Западной Сибири с кайнозойскими тектони-
ческими процессами, рассмотренный газовый механизм становления антиклинальных ловушек не следует недооценивать и его необходимо учитывать при многофакторном моделировании.
Вес каждого из этих процессов, в том числе газового, при формировании антиклинальных структур предполагается оценить в ближайшее время.
Литература
1. Гогоненков Г.Н. Сдвиговые деформации в чехле Западно-Сибирской плиты и их роль при разведке и разработке месторождений нефти и газа / Г.Н.Гогоненков, А.И.Тимурзиев // Геология и геофизика. — 2010. — Т. 51. — № 3.
2. Ермилов О.М. Особенности геологического строения и разработки уникальных залежей газа крайнего севера Западной Сибири / О.М.Ермилов, Ю.Н.Карогодин, А.Э.Конторович и др. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2004.
3. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов и др. - М.: Недра, 1975.
4. Конторович А.Э. Историко-гео-логическое моделирование процессов нафтидогенеза в мезозойско-кайнозой-ском осадочном бассейне Карского моря (бассейновое моделирование) / А.Э.Конторович, Л.М.Бурштейн, Н.А.Малышев и др. // Геология и геофизика. - 2013. - Т. 54. - № 8.
5. Конторович В.А. Мезозой-ско-кайнозойская тектоника и нефтега-зоносность Западной Сибири // Геология и геофизика. — 2009. — Т. 50. — № 4.
6. Крапивнер Р.Б. Бескорневые неотектонические структуры. — М.: Недра, 1986.
7. Лунев Б.В. Изостазия как динамическое равновесие вязкой жидкости // Докл. АН СССР. - 1986. -Т. 290. - № 1.
8. Лунев Б.В. Быстрое численное моделирование соляной тектоники: возможность оперативного использования в геологической практике / Б.В.Лунев, В.В.Лапковский // Физическая мезомеханика. — 2009. — Т. 12. — № 1.
9. Наливкин В.Д. О классификации тектонических структур // Геотектоника. - 1965. - № 3.
10. Стефанов Ю.П. Структура и стадии формирования разломной зоны в слое геосферы при разрывном горизонтальной сдвиге основания / Ю.П.Стефанов, Р.А.Бакеев, Ю.Л.Ребец-кий, В.А.Конторович // Физическая мезомеханика. - 2013. - Т. 16. - № 5.
11. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. -М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999.
12. Ismail-Zadeh A.T. Numerical approach to solving problems of slow viscous flow backwards in time / A.T.Is-mail-Zadeh, A.I.Korotkii, I.A.Tsepelev // M.I.T. Computational Fluid and Solid Mechanics, K.J. Bathe (Ed.) - Oxford: Elsevier Science, 2003.
13. Jackson M.P.A. External shapes, strain rates and dynamics of salt structures / M.P.A.Jackson, C.J.Talbot //
Geological Society of America Bulletin. — 1986. - V. 97.
© В.А.Конторович, И.Д.Кожемякин, В.В.Лапковский, Б.В.Лунев
Владимир Алексеевич Конторович, заместитель директора, доктор геолого-минералогических наук, kontorovichva@ipgg.sbras.ru;
Илья Лмитриевич Кожемякин, инженер,
kozhemyakinid@ipgg.sbras.ru;
Владимир Валентинович Лапковский, заведующий лабораторией, кандидат геолого-минералогических наук, lapk@ngs.ru;
Борис Валентинович Лунев, старший научный сотрудник, кандидат физико-математических наук, bobvalmail@mail.ru.
AUTOCATALITIC FLOTATION OF GAS-SATURATED ROCKS AS MECHANISM OF TRAP FORMATION FOR UNIQUE GAS FIELDS IN THE NORTH OF WEST SIBERIA
Kontorovich V.A., Kozhemyakin I.D., Lapkovsky V.V., Lunev B.V. (Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS)
Mathematical model of large gas fields formation and enclosing their rootless structures of sedimentary cover of north West Siberia and adjacent shelf of Arctic seas is proposed. As a mechanism is considered development of specific dense instability of cover manifesting in self-intensified flotation of gas saturated volumes of rocks. The article presents results of calculating principal model of the process and model of forming structure of one out of known fields.
Key words: rootless structures; dense instability; gas-saturated rocks; gas fields; Arctic shelf.
