RU2661062C1 - Method for identification of rypogasis structures with abnormally high formation pressure fluid - Google Patents

Method for identification of rypogasis structures with abnormally high formation pressure fluid Download PDF

Info

Publication number
RU2661062C1
RU2661062C1 RU2017122562A RU2017122562A RU2661062C1 RU 2661062 C1 RU2661062 C1 RU 2661062C1 RU 2017122562 A RU2017122562 A RU 2017122562A RU 2017122562 A RU2017122562 A RU 2017122562A RU 2661062 C1 RU2661062 C1 RU 2661062C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
carbonate
gas
identified
drilling
geological
Prior art date
Application number
RU2017122562A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Андрей Гелиевич Вахромеев
Григорий Анатольевич Хохлов
Сергей Александрович Сверкунов
Владимир Мирославович Иванишин
Иван Владимирович Горлов
Александр Сергеевич Смирнов
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук filed Critical Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук
Priority to RU2017122562A priority Critical patent/RU2661062C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2661062C1 publication Critical patent/RU2661062C1/en

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

FIELD: geology.
SUBSTANCE: invention relates to the field of geology, namely to the forecast of depletion-bearing structures with an abnormally high reservoir pressure in the geological section of the sedimentary cover of the platforms. According to the claimed invention, from the seismic survey data on the time sections of the CDP in the halogen-carbonate strata of the sedimentary cover, the areas of reflection loss, within which the negative geological structure of the compensatory type is localized – the sinking sediment, which is identified with the zone of development of the secondary reservoirs of the fractured type in the carbonate inter salt reservoirs and in the contours of which, when drilling a deep well, a possible rypogasis is predicted. In the contours of the identified troughs, subsidence based on a detailed analysis of the CDP data at the level of a separate carbonate reservoir or the interlayer, in the geological section, the spatial position of the regularly located fracture zones of the anomalously hydroconductive carbonate reservoir is clarified, with which depth intervals, the most dangerous for drilling a deep well, are identified.
EFFECT: increase in the technological reliability of oil and gas deposits development.
1 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к области геофизики, а именно к прогнозу локальных рапогазоносных структур с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) рапы и повышенной фонтанной опасностью при вскрытии забоем глубокой скважины в геологическом разрезе осадочного чехла платформ.The invention relates to the field of geophysics, namely to the forecast of local rock-and-gas bearing structures with abnormally high reservoir pressure (AAP) of the brine and increased fountain hazard when opening a deep well in the geological section of the sedimentary cover of the platforms.

Внезапные, нередко высокодебитные фонтанные притоки рапы или рапы с газом с АВПД обоснованно считают главной проблемой при бурении геологоразведочных скважин на нефть и газ на юге Сибирской платформы (Геоэкология кустового безамбарного бурения нефтегазовых месторождений. - Иркутск: Изд.-во Арт-Пресс, 2003. - 334 с).The sudden, often highly depleted, fountain inflows of brine or gas brine with gas pressure recovery are reasonably considered the main problem when drilling exploration wells for oil and gas in the south of the Siberian Platform (Geoecology of pitless drilling of oil and gas fields. - Irkutsk: Publishing House Art-Press, 2003. - 334 s).

Известен способ выявления рапоносных структур (Патент SU 1287083, кл. G 01 V 9/00, 1987). Данный способ описывает возможность прогнозирования рапоносных структур в геологическом разрезе по превышению значений угла наклона («крутизны») крыльев над величиной критического угла течения солей на данной глубине. Однако этот способ разработан для прогноза в условиях соляно-купольных структур и диапиров молодых платформ, но не актуален для древних платформ, где соляно-купольные структуры и диапиры отсутствуют. На Сибирской платформе соляно-купольных структур сейсморазведочными работами и глубоким бурением не выявлено.A known method for identifying rapeseed structures (Patent SU 1287083, class G 01 V 9/00, 1987). This method describes the possibility of predicting rapeseed structures in a geological section by exceeding the values of the angle of inclination ("slope") of the wings over the critical angle of the flow of salts at a given depth. However, this method was developed for forecasting in conditions of salt-dome structures and diapirs of young platforms, but is not relevant for ancient platforms where salt-dome structures and diapirs are absent. On the Siberian platform, salt-dome structures were not detected by seismic exploration and deep drilling.

Наиболее близким является способ выявления зон рапопроявлений (Кушниров И.В. и др., Авт. св. SU №1317383 А1 от 15.06.1987, БИ №22) в геологическом разрезе, представленном соленосными отложениями, методами полевой геофизики, например сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ), который принят нами за прототип, суть которого состоит в выявлении антиклинальных поднятий со смещенными структурными планами по над- и подсолевым отложениям и в установлении наиболее приподнятых (присводовых) участков этих поднятий по кровле подсолевых отложений, с которыми и отождествляют зоны рапопроявлений в соленосных отложениях.The closest is the method for identifying zones of developmental occurrences (I. Kushnirov et al., Aut. St. SU No. 1317383 A1 dated 06.15.1987, BI No. 22) in the geological section, represented by saline deposits, by methods of field geophysics, for example, seismic exploration using the general the deepest point (MOGT), which we have adopted as a prototype, the essence of which is to identify anticlinal uplifts with displaced structural plans for over- and subsalt deposits and to establish the most elevated (near-water) sections of these elevations along the roof of subsalt deposits, with the second and identify the zones of development in saline sediments.

Данный способ имеет недостаток, связанный с тем, что не может быть в полной мере применен в условиях древних платформ с галогенно-карбонатными толщами, например для юга Сибирской платформы. Галогенно-карбонатная толща осадочного чехла Сибирской платформы является одним из древнейших районов соленакопления на планете (Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (стратиграфия, история развития) [Текст] / Н.В. Мельников. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2009. - 148 с.). Древний возраст галогенных отложений и многократные этапы геотектонических активизаций предопределяют значительные по масштабам и области развития вторичные преобразования соленосной толщи. Важнейшими для формирования вторичных рапосодержащих коллекторов и формирования АВПД признаны процессы соляного карста. Во время длительных перерывов осадконакопления участки мелкого моря поднимались выше уровня, в эти перерывы активно протекали процессы растворения и выноса из разреза осадочного чехла солей и карстования, т.е. шла деградация соленосных отложений и растворение карбонатов. В процессе палеокарста сформированы локальные структуры проседания компенсационного типа - мульды проседания в галогенно-карбонатной толще нижнего кембрия. Такие структуры позже на следующих этапах развития морского бассейна в верхнем кембрии, ордовике и в последующие периоды геологического развития захоронялись морскими отложениями. В условиях гидродинамической изоляции солями рапогазонасыщенных трещинных карбонатных пластов-коллекторов, перекрытых соленосными отложениями при проседании осадочной толщи в контурах мульды проседания, формируется АВПД.This method has the disadvantage that it cannot be fully applied in the conditions of ancient platforms with halogen-carbonate strata, for example, for the south of the Siberian platform. The halogen-carbonate stratum of the sedimentary cover of the Siberian Platform is one of the oldest salt accumulation regions on the planet (Melnikov N.V. Vend-Cambrian saline basin of the Siberian Platform (stratigraphy, development history) [Text] / N.V. Melnikov. - Novosibirsk: Izd- in SB RAS, 2009. - 148 p.). The ancient age of halogen sediments and the multiple stages of geotectonic activations predetermine secondary transformations of the salt-bearing stratum, significant in scale and area of development. The processes of salt karst are recognized as the most important for the formation of secondary brine-bearing reservoirs and the formation of AHP. During long breaks in sedimentation, the shallow sea sections rose above the level; during these breaks, the processes of dissolution and removal of salts and karst from the section of the sedimentary cover proceeded actively, i.e. there was a degradation of salt deposits and the dissolution of carbonates. In the process of paleocarst, local structures of subsidence of the compensatory type — subsidence troughs in the halogen-carbonate sequence of the Lower Cambrian — are formed. Such structures were later buried by marine sediments at the next stages of the development of the marine basin in the Upper Cambrian, Ordovician and in subsequent periods of geological development. Under the conditions of hydrodynamic isolation by salts of rapeseed-saturated fractured carbonate reservoirs, overlapped by saline sediments during subsidence of the sedimentary stratum in the contours of the subsidence trough, AVPD is formed.

Задачей заявляемого способа является разработка эффективного алгоритма выявления рапогазоносных структур с АВПД в геологическом разрезе осадочного чехла юга Сибирской платформы, и решение этой задачи состоит последовательно из двух этапов. На первом этапе выявляют на временных разрезах метода общей глубинной точки (МОГТ) области потери отражений, в пределах которых локализуют отрицательную геологическую структуру компенсационного типа - мульду, в контурах которой прогнозируется возможное рапогазопроявление с АВПД.The objective of the proposed method is the development of an effective algorithm for identifying gas-bearing structures with AVPD in the geological section of the sedimentary cover of the south of the Siberian platform, and the solution to this problem consists of two stages. At the first stage, the areas of reflection loss are revealed in time sections of the common depth point method (MOGT), within which the negative geological structure of the compensation type, the mold, is localized, in the contours of which a possible gas and gas manifestation with AVPD is predicted.

На втором этапе в контурах выявленной структуры компенсационного типа - мульды проседания уточняют по данным МОГТ в разрезе галогенно-карбонатной толщи пространственное положение закономерно расположенных трещинных зон аномально гидропроводного карбонатного коллектора, для которых на уровне отдельного карбонатного пласта-коллектора (или пропластка) характерны нарушения картины волнового поля и с которыми идентифицируют наиболее фонтаноопасные зоны с высокими значениями дебита фонтанного перелива рапы либо фонтан рапы с газом.At the second stage, the contours of the revealed structure of the compensation type — the subsidence troughs — specify, according to the MOGT in the section of the halogen-carbonate stratum, the spatial position of the regularly located fractured zones of the anomalously hydroconductive carbonate reservoir, for which disturbances in the wave pattern are characteristic at the level of an individual carbonate reservoir (or interlayer) fields and with which they identify the most fountain hazardous areas with high flow rates of brine overflow or brine fountain with gas.

Техническим результатом является технологическая надежность разведки бурением и разработки месторождения или залежи нефти и газа кустовым бурением в нижезалегающих подсолевых природных резервуарах.The technical result is the technological reliability of exploration and development of deposits or deposits of oil and gas by cluster drilling in the underlying subsalt natural reservoirs.

Задача решается предлагаемым способом выявления потенциальной зоны рапогазоносных структур с АВПД, включающим проведение полевых геофизических исследований сейсморазведочных работ методом общей глубинной точки, отличающимся тем, что по данным сейсморазведочных работ в галогенно-карбонатной толще осадочного чехла выявляют на временных сейсмических разрезах области потери отражений, в пределах которых локализуют отрицательную геологическую структуру компенсационного типа - мульду проседания, контур которой отождествляют с зоной развития вторичных коллекторов трещинного типа в карбонатных межсолевых пластах с аномально высоким пластовым давлением флюидной системы и в контуре которой при бурении глубокой скважины прогнозируется возможное рапогазопроявление, а наиболее опасные для бурения глубокой скважины интервалы глубин в геологическом разрезе определяют на основе детального анализа данных МОГТ в контурах выявленной структуры компенсационного типа - мульды проседания, выявляя пространственное положение закономерно расположенных трещинных зон аномально гидропроводного карбонатного коллектора, для которых на уровне отдельного карбонатного пласта-коллектора или пропластка характерны нарушения картины волнового поля с потерей отражений.The problem is solved by the proposed method for identifying the potential zone of gas-bearing structures with AVPD, including field geophysical studies of seismic surveys using the common depth point method, characterized in that according to the seismic data in the halogen-carbonate thickness of the sedimentary cover, reflection losses are detected on temporary seismic sections within the limits of reflection which localize the negative geological structure of the compensation type — the trough of subsidence, the contour of which is identified with the zone p development of fractured secondary reservoirs in carbonate inter-salt formations with an abnormally high reservoir pressure of the fluid system and in the circuit of which a possible gas and gas occurrence is predicted while drilling a deep well, and the most dangerous intervals for drilling a deep well in the geological section are determined based on a detailed analysis of the MOGT data in the contours of the identified structures of the compensation type - subsidence troughs, revealing the spatial position of regularly located fractured zones abnormally hydraulic conductive carbonate reservoir, for which at the level of an individual carbonate reservoir or interlayer, disturbances in the wave field pattern with loss of reflections are characteristic.

ПРИМЕР (на основе сейсмогеологических, геопромысловых и технических данных бурения по конкретным разведочным площадям на нефть и газ на юге Сибирской платформы)EXAMPLE (based on seismic, geological, and technical drilling data for specific oil and gas exploration areas in the south of the Siberian platform)

Рассмотрим данные сейсморазведочных работ на примере одной из разведочных площадей юга Сибирской платформы. На фиг. 1 - изображена план-схема разведочной площади, на которой отражены трассы сейсморазведочных профилей МОГТ, глубокие скважины; на фиг. 2. изображен временной сейсмогеологический разрез осадочного чехла. На фиг. 1 на трассах сейсморазведочных профилей МОГТ выделены участки хорошего прослеживания отражений сейсмических волн (1-а) и участки нарушения картины волнового поля с потерей отражений (1-б); глубокие поисковые скважины 2а и 2б; область потери отражений и ее контур, отождествляемый с мульдой проседания и ее контуром (3).Consider the data of seismic exploration on the example of one of the exploration areas in the south of the Siberian platform. In FIG. 1 - shows a plan diagram of the exploration area, which reflects the lines of seismic profiles MOGT, deep wells; in FIG. 2. shows a temporary seismic-geological section of the sedimentary cover. In FIG. 1, sections of good tracking of seismic wave reflections (1-a) and areas of disturbance of the wave field pattern with loss of reflections (1-b) were identified on the tracks of seismic profiles of the MOGT; deep exploratory wells 2a and 2b; the region of reflection loss and its contour, identified with the trough of subsidence and its contour (3).

На пересечении профилей МОГТ (см. фиг. 1) в 1986 году пробурена глубокая поисковая скважина (2а) Знаменская, вскрывшая забоем (см. фиг. 2) в галогенно-карбонатной толще усольской свиты нижнего кембрия на глубине 1818 м высокодебитную (замерен дебит фонтанирования 7000 м3/сут) рапопроявляющую зону трещинного коллектора с АВПД (4) (рапа - природные предельно насыщенные рассолы с минерализацией до 630 г/л, удельным весом 1,43 г/см3). Избыточное давление на устье закрытой скважины составило 185 кгс/см2, расчетный коэффициент аномальности пластового давления флюида (рапы) составил 2, 65.In 1986, at the intersection of the MOGT profiles (see Fig. 1), a deep prospecting well (2a) Znamenskaya was drilled, which opened with a face (see Fig. 2) in the halogen-carbonate sequence of the Usolsky Lower Cambrian Formation at a depth of 1818 m high debit (flow rate was measured 7000 m 3 / day) the developing zone of the fracture reservoir with AVPD (4) (brine - natural extremely saturated brines with mineralization up to 630 g / l, specific gravity of 1.43 g / cm 3 ). The overpressure at the mouth of a closed well was 185 kgf / cm 2 , the calculated coefficient of the anomalous reservoir pressure of the fluid (brine) was 2, 65.

На временных сейсмогеологических разрезах МОГТ (фиг. 2 - пример временного разреза МОГТ) выделены участки хорошего прослеживания отражений (1-а) и участки нарушения картины волнового поля с потерей отражений (1-б), после чего эти участки вынесены на план-схему (фиг. 1). При сопоставлении данных бурения и данных сейсморазведки в районе средним радиусом около 1500 м вокруг рапопроявляющей скважины 2а в галогенно-карбонатной толще осадочного чехла на уровне усольской свиты на временных разрезах выявлена область ухудшения прослеживания/потери отражений (3). Участки ухудшения прослеживания/потери отражений (3) выделены на разрезах (фиг. 2), и затем области потери отражений оконтурены (3) на план-схеме (фиг. 1). В пределах области потери отражений по сейсморазведочным данным выявлена и локализована отрицательная геологическая структура компенсационного типа - мульда проседания (3). Позже при геологической интерпретации временных разрезов МОГТ (фиг. 2) контуры выявленной мульды проседания (3) авторы отождествили с зоной развития вторичных коллекторов трещинного типа (4) на уровне рапогазопроявляющего пласта, в контурах которой было спрогнозировано возможное рапогазопроявление с АВПД флюидной системы (рапа, газ). На следующем этапе на основании детального анализа картины волнового поля на временном разрезе МОГТ выявили область искажения отражающих границ в трех карбонатных межсолевых пластах (4) в средней части усольской свиты кембрия на глубине 125-145 м от ее кровли.On the temporary seismogeological sections of the MOGT (Fig. 2 is an example of a temporary section of the MOGT), areas of good reflection tracking (1-a) and areas of disturbance of the wave field pattern with loss of reflections (1-b) are identified, after which these areas are put on the plan ( Fig. 1). When comparing drilling data and seismic data in an area with an average radius of about 1,500 m around a developing hole 2a in the halogen-carbonate thickness of the sedimentary cover at the level of the Usol Formation, temporal sections revealed an area of deterioration in tracking / loss of reflections (3). Areas of deterioration in tracking / loss of reflections (3) are highlighted in sections (Fig. 2), and then the areas of loss of reflections are outlined (3) in the plan diagram (Fig. 1). According to seismic data, within the region of reflection loss, a negative geological structure of the compensation type, the subsidence trough, is identified and localized (3). Later, in the geological interpretation of time sections of the MOGT (Fig. 2), the contours of the identified subsidence trough (3) were identified with the development zone of the secondary reservoirs of the fractured type (4) at the level of the rock-gas-developing formation, in the contours of which a possible gas-gas manifestation with the ARPD of the fluid system was predicted (brine, gas). At the next stage, based on a detailed analysis of the wave field pattern at the time section of the MOGT, the region of distortion of the reflecting boundaries in three carbonate inter-salt layers (4) in the middle part of the Usolsky Cambrian suite at a depth of 125-145 m from its roof was revealed.

После этого пробурена вторая скважина 26 (фиг. 1, 2) с геологической задачей подтверждения зоны рапогазопроявления в пределах контура мульды проседания, закартированного ранее в 550 метрах от скважины 2а. Скважиной 2б на глубине 1808-1812 м вскрыта бурением первая малодебитная (дебит 5 м3/сут по рапе) рапогазопроявляющая зона с АВПД. Далее бурение продолжено и в интервалах глубин 1815-1818 м; 1824-1830 м вскрыты еще две рапопроявляющих зоны с АВПД дебитом первой 30 м3/сут, и второй - 3000 м3/сут. После вскрытия забоем третьей, самой высокодебитной фонтанирующей (рапопроявляющей) трещиной зоны на глубине 1830 м скважина 26 остановлена бурением. На устье скважины при закрытом противовыбросовом оборудовании (ПВО) зафиксировано давление 187 кгс/см2 при заполненном стволе скважины рапой удельным весом 1,43 г/см3.After that, a second well 26 was drilled (Figs. 1, 2) with the geological task of confirming the gas development zone within the contour of the subsidence trough previously mapped 550 meters from well 2a. Well 2b, at a depth of 1808-1812 m, was discovered by drilling the first low-flow rate (rate of 5 m 3 / day in brine) rapogas-developing zone with high pressure flow. Further drilling continued in the depth intervals of 1815-1818 m; 1824-1830 m, two more mantle-developing zones were discovered with the AAPD flow rate of the first 30 m 3 / day and the second - 3000 m 3 / day. After opening by the face of the third, most high-flowing gushing (homing) crack of the zone at a depth of 1830 m, well 26 was stopped by drilling. At the wellhead, with closed blowout equipment (PSA), a pressure of 187 kgf / cm 2 was recorded when the well bore was filled with brine with a specific gravity of 1.43 g / cm 3 .

Таким образом, бурением второй скважины 2б на рассматриваемой разведочной площади подтверждены базовые положения заявляемого способа выявления рапогазоносных структур с АВПД флюидов, а именно наличие «компенсационной» геологической структуры - мульды проседания (3) в галогенно-карбонатной толще усольской свиты нижнего кембрия осадочного чехла, выявленной по данным сейсморазведки ОГТ, и наличие в контуре этой мульды (3) в разрезе галогенно-карбонатной толщи усольской свиты (трех) межсолевых карбонатных пластов-коллекторов трещинного типа, в которых локализована залежь рапы с газом (4) с аномальным пластовым давлением.Thus, by drilling the second well 2b in the exploration area under consideration, the basic provisions of the proposed method for detecting gas-bearing structures with high-pressure fluids were confirmed, namely, the presence of a “compensatory” geological structure - subsidence trough (3) in the halogen-carbonate thickness of the Usol suite of the lower Cambrian sedimentary cover identified according to the OGT seismic data, and the presence in the contour of this mold (3) in the section of the halogen-carbonate stratum of the Usol Formation of (three) inter-salt carbonate reservoirs of fractured tye PA, in which the reservoir of brine with gas (4) with anomalous reservoir pressure is localized.

По алгоритму заявляемого способа для прогноза рапогазопроявляющей структуры на основе анализа временных сейсмических разрезов построена результирующая карта-схема (фиг. 1), выделены контуры компенсационной структуры - мульды проседания (3). На фиг. 2 показан временной сейсмогеологический разрез МОГТ, совмещенный с результатами бурения двух глубоких скважин 2а и 2б, в разные годы вскрывших забоем зону аномально гидропроводного трещинного коллектора с АВПД флюида - рапы. Первая скважина Знаменская №2а использована нами как эталонный объект. На основании геологопромысловых данных, полученных по результатам бурения этой скважины, сформулированы априорная геологическая модель объекта прогноза, и заявляемый алгоритм выявления рапопроявляющей зоны с АВПД (4), которая подтверждена в последующем бурением второй скважины (2б). Выделение (трех) рапогазонасыщенных пластов-коллекторов трещинного типа выполнено на основе детального анализа сейсмических временных разрезов МОГТ.According to the algorithm of the proposed method for predicting a gas-developing structure based on an analysis of temporary seismic sections, a resulting map-diagram is constructed (Fig. 1), the contours of the compensation structure — subsidence troughs (3) are highlighted. In FIG. Figure 2 shows the temporal seismic-geological section of the MOGT combined with the results of drilling two deep wells 2a and 2b, which in different years revealed a zone of an anomalously hydraulic conductive fractured reservoir with an AAP of the brine. The first well Znamenskaya No. 2a was used by us as a reference object. Based on the geological production data obtained from the results of drilling this well, an a priori geological model of the forecasted object is formulated, and the claimed algorithm for identifying a developing zone with AAP (4), which is confirmed in the subsequent drilling of the second well (2b). The identification of (three) gas-saturated saturated reservoirs of a fracture type was performed on the basis of a detailed analysis of seismic time sections of the MOGT.

Позже на другой разведочной площади (фиг. 3), в 300 км от первой (Знаменской), где проводились геологоразведочные работы (сейсморазведка, бурение) на нефть и газ на основе описанного подхода, выполнено выявление рапогазоносных структур с аномально высоким давлением флюидов. На фиг. 3 отражены в плане контуры выявленной мульды проседания (3) в галогенно-карбонатной толще осадочного чехла платформы; на фиг. 4 - фрагмент временного сейсмогеологического разреза МОГТ с выявленным контуром мульды проседания (3). Отрицательная геологическая структура компенсационного типа - мульда проседания (3) выявлена и локализована по материалам сейсморазведочных работ как область потери отражений на основе анализа временных разрезов метода общей глубинной точки. Позже при геологической интерпретации временных разрезов МОГТ (фиг. 4) контуры выявленной мульды проседания (3) авторы отождествили с зоной развития вторичных коллекторов трещинного типа (4) на уровне рапогазопроявляющего пласта, в контурах которой было спрогнозировано возможное рапогазопроявление с АВПД флюида (рапа, газ).Later, on another exploration area (Fig. 3), 300 km from the first (Znamenskaya), where geological exploration (seismic exploration, drilling) for oil and gas was carried out on the basis of the described approach, identification of gas-bearing structures with an abnormally high fluid pressure was performed. In FIG. 3, the contours of the identified subsidence trough (3) in the halogen-carbonate thickness of the sedimentary cover of the platform are reflected in plan view; in FIG. 4 - a fragment of the temporary seismic-geological section of the MOGT with the identified contour of the subsidence trough (3). The negative geological structure of the compensation type, the subsidence trough (3), is identified and localized based on seismic data as a region of reflection loss based on the analysis of time sections of the common depth point method. Later, during the geological interpretation of time sections of the MOGT (Fig. 4), the contours of the identified subsidence trough (3) were identified with the development zone of the secondary reservoirs of the fractured type (4) at the level of the gas-developing layer, in the contours of which a possible gas-gas manifestation was predicted with the ARPD of the fluid (brine, gas )

Контур мульды проседания - (3) на фиг. 3 оценен как фонтаноопасный, то есть в пределах которого есть высокая вероятность вскрытия скважинами глубокого бурения рапогазоносных трещинных межсолевых пластов-коллекторов (4) с аномально высоким пластовым давлением флюидов. Спрогнозирована область развития вторичных коллекторов трещинного типа на уровне рапогазопроявляющего пласта, в контурах которой спрогнозировано возможное рапогазопроявление с АВПД флюидной системы (рапа, газ). Область повышенной опасности бурения глубокой скважины, где ожидается вскрытие рапогазопроявляющего пласта с АВПД, показана на фиг. 3 и 4 контуром (3). Действительно, через два года скважиной (2в) в прогнозном интервале глубин соленосной толщи 1500-1550 м вскрыты рапогазопроявляющие пласты-коллекторы, дебит фонтанирования рапы составил до 200 м3/сут. Скважина пробурена через рапогазопроявляющий пласт ниже, до проектной глубины залегания газовой залежи 3460 м, но после крепления ствола обсадной колонной произошло ее смятие в интервале глубин рапопроявляющего пласта, и запланированное испытание нижезалегающих газонасыщенных пластов-коллекторов по лроекту геологоразведочных работ на этой скважине не выполнено.The contour of the subsidence trough - (3) in FIG. 3 is rated as fountain hazardous, that is, within the limits of which there is a high probability of penetration by deep drilling wells of gas-bearing and gas-bearing fractured intersalt reservoirs (4) with an abnormally high reservoir fluid pressure. The development region of the secondary fractured-type reservoirs is predicted at the level of the gas-producing formation, in the contours of which a possible gas-gas manifestation is predicted from the AVPD of the fluid system (brine, gas). The area of increased danger of drilling a deep well, where it is expected to open a gas-vapor-developing formation with AAP, is shown in FIG. 3 and 4 by circuit (3). Indeed, two years later, in the forecast interval of the depths of the salt-bearing strata of 1,500–1,550 m, bore-gas-developing reservoirs were discovered by a well (2c), the rate of brine gushing was up to 200 m 3 / day. The well was drilled through a gas-producing formation below, to the projected gas depth of 3460 m, but after fixing the casing string, it was crushed in the depth range of the developing layer, and the planned test of the underlying gas-saturated reservoirs in the exploration project was not performed.

Еще через 3,5 года в контурах этой мульды (3) другой глубокой скважиной (2 г) вскрыта высокодебитная (5000 м3/сут) трещинная зона с АВПД (4) с коэффициентом аномальности давления 2,35. Аварийное фонтанирование рапы и высокое значение устьевого давления -18,5 МПа при закрытом противовыбросовом оборудовании не позволило продолжить углубление разведочной скважины на нижезалегающий газоносный горизонт, скважина проектную геологическую задачу не выполнила.After another 3.5 years, in the contours of this trough (3), another deep well (2 g) revealed a high-yield (5000 m 3 / day) fracture zone with AAP (4) with a pressure anomaly coefficient of 2.35. The emergency flowing of the brine and the high wellhead pressure of -18.5 MPa with closed blowout prevented the deepening of the exploratory well to the lower lying gas-bearing horizon, the well did not fulfill the design geological task.

Таким образом, заявляемый авторами «Способ выявления рапогазоносных структур с аномально высоким пластовым давлением флюидов» прошел неоднократную проверку на объектах геологоразведочных работ на юге Сибирской платформы и показал свою эффективность.Thus, the “Method for the identification of gas-bearing structures with abnormally high reservoir pressure of fluids” claimed by the authors has been repeatedly tested at geological exploration sites in the south of the Siberian platform and has shown its effectiveness.

Claims (1)

Способ выявления рапогазоносных структур с аномально высоким пластовым давлением флюидов, включающий проведение полевых геофизических исследований сейсморазведочных работ методом общей глубинной точки, отличающийся тем, что по данным сейсморазведочных работ в галогенно-карбонатной толще осадочного чехла выявляют на временных сейсмических разрезах области потери отражений, в пределах которых локализуют отрицательную геологическую структуру компенсационного типа - мульду проседания, контур которой отождествляют с зоной развития вторичных коллекторов трещинного типа в карбонатных межсолевых пластах с аномально высоким пластовым давлением флюидной системы и в контуре которой при бурении глубокой скважины прогнозируется возможное рапогазопроявление, а наиболее опасные для бурения глубокой скважины интервалы глубин в геологическом разрезе определяют на основе детального анализа сейсморазведочных данных в контурах выявленной структуры компенсационного типа - мульды проседания, выявляя пространственное положение закономерно расположенных трещинных зон аномально гидропроводного карбонатного коллектора, для которых на уровне отдельного карбонатного пласта-коллектора или пропластка характерны нарушения картины волнового поля с потерей отражений.A method for detecting gas-bearing structures with an abnormally high reservoir fluid pressure, including field geophysical studies of seismic surveys using the common depth point method, characterized in that, according to seismic data in the halogen-carbonate thickness of the sedimentary cover, reflection losses are detected on temporary seismic sections within which they localize the negative geological structure of the compensation type — the trough of subsidence, the contour of which is identified with the development zone in toric fractured reservoirs in carbonate inter-salt formations with an abnormally high reservoir pressure of the fluid system and in the contour of which a possible gas and gas occurrence is predicted while drilling a deep well, and the most dangerous intervals for depth drilling in a geological section are determined based on a detailed analysis of seismic data in the contours of the identified structure compensation type - subsidence troughs, revealing the spatial position of regularly located fractured zones of the anoma flax hydroconducting carbonate reservoir, for which at the level of an individual carbonate reservoir or interlayer is characterized by disturbances in the wave field pattern with loss of reflections.
RU2017122562A 2017-06-26 2017-06-26 Method for identification of rypogasis structures with abnormally high formation pressure fluid RU2661062C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017122562A RU2661062C1 (en) 2017-06-26 2017-06-26 Method for identification of rypogasis structures with abnormally high formation pressure fluid

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017122562A RU2661062C1 (en) 2017-06-26 2017-06-26 Method for identification of rypogasis structures with abnormally high formation pressure fluid

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2661062C1 true RU2661062C1 (en) 2018-07-11

Family

ID=62916892

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017122562A RU2661062C1 (en) 2017-06-26 2017-06-26 Method for identification of rypogasis structures with abnormally high formation pressure fluid

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2661062C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110208872A (en) * 2019-06-05 2019-09-06 中国石油大港油田勘探开发研究院 A kind of alluvial fan is every interlayer integrated recognition method
CN112859173A (en) * 2021-01-12 2021-05-28 西安石油大学 Method for predicting SASTF (Source rock of hydrocarbon) of fractured lake basin in low exploration new area

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1287083A1 (en) * 1984-08-28 1987-01-30 Туркменский научно-исследовательский и проектный филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов Method of detecting structures containing natural brine
SU1300388A1 (en) * 1985-04-18 1987-03-30 Производственное геологическое объединение по геофизическим работам "Узбекгеофизика" Method of forecasting buried natural brine-bearing areas
SU1317383A1 (en) * 1985-12-09 1987-06-15 Туркменский научно-исследовательский и проектный филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов Method of detecting natural brine manifestation areas
RU2012905C1 (en) * 1991-05-24 1994-05-15 Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов Method of revealing zones of natural brines

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1287083A1 (en) * 1984-08-28 1987-01-30 Туркменский научно-исследовательский и проектный филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов Method of detecting structures containing natural brine
SU1300388A1 (en) * 1985-04-18 1987-03-30 Производственное геологическое объединение по геофизическим работам "Узбекгеофизика" Method of forecasting buried natural brine-bearing areas
SU1317383A1 (en) * 1985-12-09 1987-06-15 Туркменский научно-исследовательский и проектный филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов Method of detecting natural brine manifestation areas
RU2012905C1 (en) * 1991-05-24 1994-05-15 Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов Method of revealing zones of natural brines

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Вахромеев А. Г., Сверкунов С. А., Ильин А. И., Поспеев А. В., Горлов И.В., "Горно-геологические условия бурения рапопроявляющих зон с аномально высоким пластовым давлением в природных резервуарах кембрия на Ковыктинском газоконденсатном месторождении, Журнал;Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской академии естественных наук. Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых, номер 2 (55), 2016, С.74-83 *
Вахромеев А. Г., Сверкунов С. А., Ильин А. И., Поспеев А. В., Горлов И.В., "Горно-геологические условия бурения рапопроявляющих зон с аномально высоким пластовым давлением в природных резервуарах кембрия на Ковыктинском газоконденсатном месторождении, Журнал;Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской академии естественных наук. Геология, разведка и разработка месторождений полезных ископаемых, номер 2 (55), 2016, С.74-83ВАХРОМЕЕВ А.Г., "ГЕОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ДАВЛЕНИЙ ФЛЮИДОВ В РАЗРЕЗЕ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ", ЖУРНАЛ ГЕОЛОГИЯ. ИЗВЕСТИЯ ОТДЕЛЕНИЯ НАУК О ЗЕМЛЕ И ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ АКАДЕМИЯ НАУК РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН, Из-во: Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геологии Уфимского научного центра Российской академии наук, Номер 12, 2008, С. 39-51;. *
ВАХРОМЕЕВ А.Г., "ГЕОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ДАВЛЕНИЙ ФЛЮИДОВ В РАЗРЕЗЕ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ", ЖУРНАЛ ГЕОЛОГИЯ. ИЗВЕСТИЯ ОТДЕЛЕНИЯ НАУК О ЗЕМЛЕ И ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ АКАДЕМИЯ НАУК РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН, Из-во: Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геологии Уфимского научного центра Российской академии наук, Номер 12, 2008, С. 39-51;. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110208872A (en) * 2019-06-05 2019-09-06 中国石油大港油田勘探开发研究院 A kind of alluvial fan is every interlayer integrated recognition method
CN112859173A (en) * 2021-01-12 2021-05-28 西安石油大学 Method for predicting SASTF (Source rock of hydrocarbon) of fractured lake basin in low exploration new area

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Keranen et al. Potentially induced earthquakes in Oklahoma, USA: Links between wastewater injection and the 2011 Mw 5.7 earthquake sequence
Eiken et al. Lessons learned from 14 years of CCS operations: Sleipner, In Salah and Snøhvit
Böttner et al. Greenhouse gas emissions from marine decommissioned hydrocarbon wells: leakage detection, monitoring and mitigation strategies
Schultz et al. The Cardston earthquake swarm and hydraulic fracturing of the Exshaw Formation (Alberta Bakken play)
Hickman et al. Scientific basis for safely shutting in the Macondo Well after the April 20, 2010 Deepwater Horizon blowout
RU2539745C1 (en) Method for seismic monitoring when developing hydrocarbon deposits at water areas
Wallis et al. The nature of fracture permeability in the basement greywacke at Kawerau Geothermal Field, New Zealand
Roberts et al. Natural CO2 sites in Italy show the importance of overburden geopressure, fractures and faults for CO2 storage performance and risk management
RU2661062C1 (en) Method for identification of rypogasis structures with abnormally high formation pressure fluid
Aminzadeh Hydraulic fracturing, an overview
Bohnhoff et al. Suggested best practice for seismic monitoring and characterization of non-conventional reservoirs
Charzynski* et al. Delaware basin horizontal Wolfcamp case study: Mitigating H2S and excessive water production through isolating densely fractured intervals correlative to seismically mapped shallow graben features in the Delaware Mountain Group
Soma et al. Relocation of microseismicity using reflected waves from single-well, three-component array observations: Application to CO2 injection at the Aneth oil field
RU2653959C1 (en) Method for detecting high-rate objects of brine- and gas-bearing structures with abnormally high formation pressure of fluids fountain-hazardous for drilling wells
Buckley et al. Application of geophysical borehole logging techniques to examine coastal aquifer palaeohydrogeology
Megson et al. The North Sea Chalk: an underexplored and underdeveloped play
RU2661082C1 (en) Method for local prediction of brine showing zones
Nygaard et al. The Culzean Field, Block 22/25a, UK North Sea
Mullen et al. Relation between fracture stability and gas leakage into deep aquifers in the North Perth Basin in Western Australia
Haug et al. Geological and geomechanical characterization of in situ oil sands caprock in the Athabasca oil sands area, Alberta, Canada
Yang et al. Gas hydrate accumulation associated with fluid escape structure in the western margin of South China Sea
RU2544948C1 (en) Control method of development of hydrocarbon deposit
Rubesova et al. APPLICATION OF PRODUCTION WELL LOGGING FOR THE MONITORING OF TIGHTNESS UNDERGROUND GAS STORAGE
Post et al. Assessment of undiscovered technically recoverable oil and gas resources of the Atlantic Outer Continental Shelf 2011 as of January 1, 2009
Yusuf et al. Use of pilot wells to cost-effectively unlock field potential: Case studies from the Jasmine Field