Рапопроявления при бурении что это
Исследование и разработка технологий ликвидации рапопроявлений Ефимов Андрей Витальевич
Содержание к диссертации
1.1 Геологическая характеристика нефтегазового района Оренбургской области 8
1.2 Осложнения при бурении скважин 16
1.3. Генезис рассолов и геологическое строение терригенно-хемогенного комплекса пород основных рапоносных районов 19
1.4 Гидрогеологическая характеристика зон рапопроявлений 27
1.6 Конструкции скважин при бурении в условиях рапопроявления 34
1.7 Анализ технологий борьбы с рапопроявлениями, цели и задачи исследований 38
2 Горно-геологические факторы проводки скважин в условиях рапопроявления, методики расчета параметров зон рапопроявления
2.1 Обоснование классифицирующих признаков 43
2.2 Классификация условий рапопроявления 48
2.3 Методики расчета пластовых давлений зон рапопроявления 51
2.4 Методики расчета параметров рапопроявляющего пласта 61
3 Разработка технологии строительства скважин и ведения буровых работ при рапопроявлений
3.1 Определение способа проведения спуско-подъемных операций 65
3.2 Углубление скважины, схемы крепления рапоносных скважин 69
3.3 Разработка составов для изоляции зон рапопроявления 76
3.4 Изоляция зон рапопроявления 95
3.4.1 Изоляция зон рапопроявления при отсутствии межп ластовых перетоков 96
3.4.2 Изоляция зон рапопроявления в условиях межп ластовых перетоков 100
3.5 Буровые растворы при углублении скважины после изоляции зоны рапопроявления 107
4 Технико-экономическая эффективность внедрения разработок в производство
4.1 Результаты промысловой апробации технологий проводки скважин в условиях рапопроявления 117
Основные выводы и рекомендации 134
Список использованных источников 135
Одним из тяжелых видов осложнений при бурении скважин в нефтегазоносных провинциях при наличии мощных соленосных толщ являются рапопроявления, сопровождающиеся изливом природных рассолов в широком диапазоне дебитов. Как правило, зоны рапонакопления имеют аномально высокие пластовые давления, достигающие градиентов пластовых давлений до 0,020 МПа/м и более.
Термобарические условия зон рапопроявления связаны с глубинами их залегания и температурными градиентами в регионах.
В Оренбургской области проявления рапы при разбуривании хемогенного комплекса пород встречено более, чем на 170 скважинах, в том числе на 60 скважинах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. При этом
отмеченные максимальные дебиты фонтанирования рапы доходили до 1000 м 3 /час при градиентах пластового давления 0,0187 МПа/м и температурах близких к нормальным. В ряде случаев излив рапы сопровождается газовыделениями, в том числе сероводорода, в количествах, значительно превышающих предельно-допустимые концентрации в рабочих зонах.
В нефтегазоносных регионах при наличии данного вида осложнений отмечены случаи ликвидации скважин. Так в Оренбургской области с 1969 по 2000 год по причине рапопроявлений ликвидировано 12 глубоких разведочных скважин.
В Средней Азии в этих же годах ликвидировано большинство разведочных скважин.
Большой проблемой при строительстве скважин являются не только зоны рапопроявления с высокими дебитами, но и скважины вскрывшие зоны с небольшими дебитами. При бурении сверхглубоких скважин с большими объемами бурового раствора в циркуляции и его расхода на долив при подъеме бурильного инструмента, встреченные зоны рапопроявления были не отмечены службами геолого-технологического контроля. В результате этого при креплении скважин отмечено появление межколонных давлений, обусловленных формированием открытой пористости в цементном камне при проведении ОЗЦ. Данное положение наиболее типично для Астраханского газоконденсатного месторождения, отмечены подобные явления и на месторождениях Оренбургской области.
При этом были разработаны методы выделения зон рапроявления с АВПД, буровые растворы, тампонажные составы для повышения качества
6 сцепления цементного камня с солями, устойчивые к магнезиальной агрессии, способы изоляции рапопроявляющих интервалов.
Однако затраты, связанные с изоляцией зон рапопроявления, а также с устранением последствий неудачного разобщения пластов при креплении обсадными колоннами, остаются значительными.
Причинами все еще низкой эффективности борьбы с рапопроявлениями являются недостаточный уровень систематизации условий осложнения, определяющий выбор технологии проводки скважины, отсутствие достаточно точных методик для инженерных расчетов параметров осложнения, отсутствие надежных способов изоляции трещинно-кавернозных коллекторов приствольной зоны в условиях АВПД и высокой гидропроводности системы «скважина-пласт».
Повышение эффективности борьбы с рапопроявлениями при строительстве скважин и достижение их надежности как технических сооружений.
Основные задачи исследований
Систематизация условий рапопроявления для выбора способа проводки скважины в условиях осложнения.
Разработка методики определения параметров зоны рапопроявления.
3. Разработка составов и технологий для проведения изоляционных работ.
Научная новизна выполненной работы
Предложена классификация условий рапопроявления для выбора способа ликвидации осложнения.
Обоснованы методики расчета параметров рапопроявляющего пласта.
Разработаны и предложены тампонажные составы и технологические жидкости, способы их использования для обеспечения надежности изоляции при сочетании различных горно-геологических условий ликвидации осложнений.
На основании выполненных теоретических и промысловых исследований разработана Временная инструкция по строительству скважин в условиях рапопроявления на площадях Оренбургской области.
Автор выражает благодарность своему научному консультанту, канд. тех. наук Гороновичу С.Н., д-ру технических наук, профессору Овчинникову В.П. за ценные замечания, помощь и содействие в выполнении работы. Особая признательность выражается директору ООО «ВолгоУралНИПИгаз» д-ру технических наук, профессору Генделю Г.Л., директору Оренбургского филиала ООО «Бургаз», канд. тех. наук Кобышеву Н.П., а также сотрудникам института за предоставленную возможность и сотрудничество при проведении исследований и промысловой апробации разработок.
Геологическая характеристика нефтегазового района Оренбургской области
Одним из тяжелых видов осложнений при бурении скважин в нефтегазоносных провинциях при наличии мощных соленосных толщ являются рапопроявления, сопровождающиеся изливом природных рассолов в широком диапазоне дебитов. Как правило, зоны рапонакопления имеют аномально высокие пластовые давления, достигающие градиентов пластовых давлений до 0,020 МПа/м и более.
Термобарические условия зон рапопроявления связаны с глубинами их залегания и температурными градиентами в регионах.
Конструкции скважин при бурении в условиях рапопроявления
В анионном составе доминирует хлор (95-99% экв. от суммы анионов) Сульфат ионы характеризуются относительным содержанием 0,9-4,3 % экв. и абсолютной концентрацией 2772-11930 мг/л (чаще 5000-7000 мг/л).
Комплекс проведенных исследований об условиях залегания, гидродинамике и химическому составу иреньской рапы, химическому и минералогическому составу каменной соли и ангидрита указывает на седиментационный генезис происхождения рапы. Рапа является маточным рассолом морского бассейна, сконцентрированным до стадии кристаллизации калийных солей. Обогащение матричных рассолов ионами магния, калия, брома, йода, бора произошло после перехода хлористого натрия в твердую фазу и выпадения его из рассола с очень незначительной примесью калийных солей (сильвин, полигалит). Низкое содержание кальция и стронция в рапе обусловлены выпадением данных катионов в виде гипса и целестина, что подтверждается высоким содержанием стронция в ангидритах. О седиментационном генезисе рапы свидетельствуют также низкие значения хлорбромного коэффициента. Эти остаточные рассолы при осадконакоплении были выжаты из солей горным давлением в трещинные коллекторы пластов гипса, метаморфизованные затем в ангидрит, что сопровождалось пополнением матричных рассолов водой дегидратации гипсов. В условиях непроницаемых пород данный процесс способствовал увеличению пластового давления.
В межсолевых ангидрито-доломитовых прослоях верхней части иреньского горизонта Ливкинской площади могут быть встречены напорные водоносные горизонты. Дебиты пластовой воды (рапы) достигают 1000 м /сут. Рапа хлор-магниевого типа, с высоким содержанием магния, брома, бора. Минерализация 300-360 г/л, удельный вес 1,26-1,28.
Ниже по разрезу воды представляют собой высокоминерализованные рассолы хлор-кальциевого типа, их минерализация 240-280 г/л, плотность 1160-1200 кг/м3.
Методики расчета пластовых давлений зон рапопроявления
Са (ОН)2 Ва(ОН)2 NaOH ЖОН
Асбест набухает в воде. При добавлении хлоридов, щелочей водная суспензия становится более устойчивой. Наличие в расщепленном асбесте до 2 % активной кремнекислота играет определенную роль в процессе связывания гидроксида кальция в цементном растворе и получения прочного цементного камня.
По данным работы М.Б.Зельдина, при экструзировании асбоцементных масс с влажностью менее 35 % наблюдается эффект Баруса, сущность которого в том, что масса, продавленная через капиллер определенного диаметра, после выхода из него расширяется до размеров по диаметру больше первоначального [57].
Сохранение упругопластических свойств, способность изменять геометрическую конфигурацию в зависимости от форм капилляров цементируемого пласта, наличие волокнистой структуры асбоцементного тампонажного раствора играют важную роль при закупорке и кольматации пористых пластов, склонных к поглощению тампонажного раствора при цементировании скважин.
В качестве облегчающей добавки выбран асбест марки А-5 или А-6 по ГОСТ 12871-93, который используется в качестве наполнителя при ликвидации поглощений буровых растворов при бурении [58].
Анализ параметров облегченных тампонажных составов, полученных с использованием в качестве жидкости затворения суспензии асбеста, которые разработаны в ООО «ВолгоУралНИПИгаз», а также других облегченных тампонажних композиций, показал, что асбоцементы отвечают сформулированным требованиям.
Параметры различных облегченных тампонажных составов приведены в таблице 16 [59].
Чередование различных пород в разрезе скважины от растворимых солей до твердых ангидритов и аргиллитов в хемогеннои толще накладывает определенные условия при выборе тампонажных составов. При твердении цементного теста вследствие седиментационных и контракционных явлений происходит его усадка.
Сцепление твердеющего цементного камня с солями зависит от цемента, породы, термобарических условий и состояния поверхности контакта. При увеличении концентрации соли в воде цементный камень имеет лучшее сцепление с солями. Еще большее значение сил сцепления наблюдается при использовании расширяющихся цементов.
Одной из причин некачественного крепления нефтяных и газовых скважин является неудовлетворительное сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины.
Некачественное крепление скважин приводит к сокращению срока их службы, нарушению экологической обстановки и разработки месторождений, а также требует больших дополнительных затрат на ремонтные работы по разобщению пластов.
Основные свойства затвердевшего цементного камня в значительной степени зависят от структуры, сложившейся в процессе твердения, или от изменения этой структуры под влиянием внешних воздействий и процессов, развивающихся в самом цементном камне.
Углубление скважины, схемы крепления рапоносных скважин
Расчет параметров зоны рапопроявления показал, что в качестве тампонажного раствора для изоляции возможно использование цементного раствора, так как размер раскрытия трещин по условию соотношения размеров раскрытия каналов и диаметров твердой частицы обеспечивает проникновение твердой фазы в трещины [45,46].
Причины рапо-, нефте-, и газопроявлений при бурении скважин на утяжеленных буровых растворах
Причины рапо-, нефте-, и газопроявлений при бурении скважин на утяжеленных буровых растворах
Астраханский государственный технический университет
Месторождения нефти и газа характеризуются различными горно-геологическими условиями залегания пластов, разделённых между собой неустойчивыми и поглощающими горизонтами, имеющими пластовые давления от нормальных до аномальных, что требует постоянного регулирования плотности бурового раствора и его реологических свойств.
Применение буровых растворов, имеющих постоянную плотность при большой протяжённости открытого ствола, приводит в приствольной зоне, особенно в нижней части скважины, к дополнительным напряжениям, достигающим давлений раскрытия и образования новых трещин и создающим в них наведённые давления.
О наведённом давлении почти нет публикаций. Чаще всего о его существовании судят по результатам испытаний пластов в процессе бурения скважины с применением пластоиспытателей.
Для примера могут служить результаты испытаний, проведённых в 1975-76 гг. с применением пластоиспытателей МИГ-80 в объединении «Грознефть», они показали ограниченность пласта по размерам, подтверждаемым данными изменения статического давления в конце каждого закрытого периода. Так, в скважине 253 на площади Октябрьская испытывали проявляющий пласт в интервале м.
Первое испытание было проведено в два цикла. В процессе испытания был получен газ. Во время второго открытого периода наблюдалось снижение давления в трубах, что было вызвано вытеснением заполняющей трубы жидкости из труб малого диаметра в трубы большого диаметра.
Во время второго закрытого периода величина восстановления давления оказалась меньше, чем во время первого. Пластовые давления, определённые по первой и второй КВД, составили соответственно 61,9 и 58,3 МПа.
Результаты испытания были подвергнуты сомнению. Испытание решили повторить, что было сделано через 7 сут. после дополнительной подготовки скважины. Для получения более достоверных данных общее время испытания увеличили до 15 ч 25 мин. За это время чередовали три открытых и три закрытых периода. Был получен приток газа, ставший очень интенсивным через 80 мин. Оба манометра, установленные в хвостовике, зарегистрировали одинаковые диаграммы давления.
Результаты интерпретации в отношении пластового давления оказались аналогичными. По трем КВД определили, что пластовые давления составляют соответственно 62,0; 58,9 и 53,5 МПа. (рис.1)
Рис.1. Результаты испытания пласта
в интервале 4 895–4 896 м скважины 253 Октябрьской
В связи с тем, что статическое давление в конце каждого закрытого периода снижалось, был сделан вывод о том, что пласт ограничен по размерам.
Таким образом, при вскрытии порово-трещинных пластов, имеющих раскрытость трещин менее 1 мм, превышение забойного давления над пластовым может вызвать и поглощение, и проявление.
Осложнения возникают каждый раз при вскрытии газонефтеводонасыщенных коллекторов трещинного типа или при гидроразрыве горных пород и обусловлены гравитационным замещением пластового флюида тяжелым буровым раствором. Чаще всего это происходит при бурении глубоких и сверхглубоких разведочных скважин, когда пластовые давления неизвестны. В практике бурения этих скважин развитие осложнений начинается также с частичного поглощения бурового раствора, сопровождаемого появлением пластового флюида на устье.
Начавшееся проявление воспринимается как сигнал к неоправданному повышению плотности бурового раствора. Это мероприятие приводит к еще большим осложнениям в результате чего либо скважину ликвидируют, либо эксплуатационные объекты кольматируются буровым раствором настолько, что при освоении скважины, они оказываются “сухими”.[1]
Существующий в настоящее время метод определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород заключается в следующем: через колонну труб с помощью насосов цементировочных агрегатов нагнетают буровой раствор. Закачку его осуществляют либо в колонну бурильных труб при закрытом затрубном пространстве, либо в затрубное пространство при закрытом трубном пространстве. В процессе нагнетания замеряют давление на устье скважины через промежутки времени при минимально возможной подаче насосов. Одновременно с замерами давления определяют объемы закачиваемого в скважину бурового раствора, а после ее открытия – объем вышедшего бурового раствора. По данным замеров строят график изменения давления на устье скважины в зависимости от объема нагнетаемого бурового раствора и (или) от времени нагнетания. При определении давления «утечки», как только происходит отклонение линейной зависимости давления от объема закачиваемого бурового раствора или от времени, закачку раствора прекращают. Для определения давления гидроразрыва горных пород закачку следует продолжать до тех пор, пока не произойдет гидроразрыв пласта.
Типичная кривая изменения давления «утечки» во времени для хрупких пород представлена на рис.2. 
Рис. 2. Пример регистрации давления «утечки» и гидроразрыва горных пород
Она интерпретируется следующим образом.
Участок А–В – участок кривой, на котором давление линейно увеличивается в зависимости от объема закачанного бурового раствора.
На этом участке деформация пород происходит в соответствии с законом Гука, когда объем скелета горных пород до нагружения и после него
не меняется.
Точка В – давление, при котором происходит переход от упругой деформации к пластической. При дальнейшем повышении давления до точки С отмечается потеря части бурового раствора в результате раскрытия трещин и его поглощения. Давление в точке В соответствует давлению начала раскрытия трещин (давлению «утечки» Рут).
Точка С – давление, при котором происходит гидроразрыв горных пород Ргр. При дальнейшем нагнетании жидкости в этой точке давление резко падает, что свидетельствует об образовании трещин гидроразрыва.
На участке С–Д давление снижается до давления стабилизации в точке Д, которое может быть несколько ниже или равно давлению в точке В. Если давление в точке Д значительно меньше, чем в точке В, то это может быть, вероятно, связано с тем, что трещины гидроразрыва остаются частично открытыми под действием давления нагнетания, в связи с чем буровой раствор продолжает уходить на поглощение при меньшем давлении.
Как видно из рис. 2, прямая линия продолжается до точки В, начиная с которой давления отклоняются вправо. Начиная с точки В снижается приращение давления в зависимости от одних и тех же объемов закачиваемого бурового раствора. В связи с этим по точке В, в которой заканчиваются упругие деформации и происходит отклонение от прямолинейной зависимости, определяется давление «утечки».
При построении кривой необходимо располагать наибольшим числом измерений давлений во времени, чтобы была возможность убедиться, что давление «утечки» будет получено с максимальной степенью достоверности.
После того как давление нагнетания на устье скважины в точке В будет зафиксировано, можно определить давление «утечки» по формуле:
где Рн – давление нагнетания на устье скважины;
ρб. р – средняя плотность бурового раствора в скважине глубиной Н в зависимости от средних значений давления и температуры;
ΔРθ – снижение гидростатического давления на забое скважины, обусловленное статическим напряжением сдвига при нагнетании бурового раствора в колонну бурильных труб.
Для трубного пространства
При нагнетании в кольцевое пространство ΔРθ определяется по уравнению
Зная давление «утечки», можно определить предельно допустимую плотность бурового раствора, используемого для бурения нижележащих пород, по формуле
Аналогичным образом по точке С можно определить давление гидроразрыва горных пород.
На практике при опрессовке горных пород время на подготовительные работы часто значительно превышает 10 мин. В этом случае трудно определить статическое напряжение сдвига бурового раствора за более длительный период времени, т. к. этот показатель как правило увеличивается во времени. В связи с этим перед опрессовкой пород обычно восстанавливают циркуляцию бурового раствора с выравниванием параметров по циклу промывки, а затем проводят опрессовку. В этом случае погрешность определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород будет минимальной.
С целью повышения точности определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород перед опрессовкой необходимо определить начальный градиент давления нагнетания в момент пуска насоса для восстановления циркуляции. В этом случае, пренебрегая потерями на трение при восстановлении циркуляции в связи с их малостью, можно определить среднее статическое напряжение сдвига по формуле
и использовать его для расчета ΔРθ по формулам (2) и (3).
Однако и у этого способа имеются недостатки, заключающиеся в том, что скважина и колонна бурильных труб могут быть комбинированными, состоящими из труб различных диаметров, с различной толщиной стенок. В этом случае определить достаточно точно, а затем оценить среднее статическое напряжение сдвига для определения давлений «утечки» и гидроразрыва можно во время опрессовки горных пород с одновременным замером давлений на устье в трубном и затрубном пространствах.
В качестве примера рассмотрим опрессовку нижнемайкопских отложений в скважине 76 Брагуны. Перед опрессовкой в нее на бурильных трубах был спущен глубинный манометр на глубину 3850 м. Выход из-под башмака промежуточной колонны составлял 50 м. Перед опрессовкой при промывке скважины определили среднюю плотность бурового раствора по циклу циркуляции. Она оказалась равной 1960 кг/м3. При производи-тельности насосов цементировочного агрегата 1,2 л/с провели опрессовку горных пород. Полученные результаты представлены в табл. 1
Результаты опрессовки скважины 76 Брагуны
способ выявления зон рапопроявления
Использование: поиски и разведка месторождений нефти и газа, определение мест заложения разведочных скважин. Сущность изобретения: проводят комплекс полевых географических исследований, составляют структурные планы над и подсолевых отложений, бурят скважины в контуре свода антиклинального поднятия вне замка свода на участке, где мощность соленосных отложений составляет не менее одной трети ее максимальной величины. 1 ил.
Формула изобретения
СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ ЗОН РАПОПРОЯВЛЕНИЯ, включающий проведение полевых геофизических исследований, составление структурных планов над- и подсолевых отложений, бурение скважины, проведение в ней комплекса геофизических исследований и суждение по полученным данным о наличии зон рапопроявления, отличающийся тем, что, с целью повышения точности способа, скважину бурят в контуре свода антиклинального поднятия вне замка свода на участке, где мощность соленосных отложений составляет не менее одной трети ее максимальной величины, по комплексу геофизических исследований выделяют межсолевые рапонасыщенные пласты, области пространственного развития которых, расположенные в контуре свода антиклинального поднятия и ограниченные последней замкнутой изогипсовой кровли подсолевых отложений, отождествляют с зоной рапопроявления.
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к полевой геофизике и может быть использовано для поисков и разведки месторождений нефти и газа, а также минерализованных вод в областях развития соленостных отложений.
Недостатком указанного способа является его невысокая достоверность, обусловленная возможность только качественных оценок с потенциальной рапоносности антиклинальной солевой структуры.
Целью предлагаемого изобретения является повышение достоверности выявления зон рапопроявлений.
Цель достигается тем, что в пределах выявленного антиклинального поднятия со смещенными структурными планами над- и подсолевых отложений дополнительно осуществляют бурение скважины вне замка свода, выделяют и прослеживают по комплексу геофизических исследований межсолевые рапонасыщенные пласты, с областями пространственного развития которых в контуре свода антиклинального поднятия, проведенного по последней замкнутой изогипсе по кровле подсолевых отложений, отождествляют зоны рапопроявлений.
Затем осуществляют бурение поисковой скважины на подсолевые отложения в контуре свода антиклинального поднятия вне замка свода. На фиг. 1 представлен схематический геологический разрез, где соленосные отложения 1, газонефтенасыщенные породы 2, свод 3 антиклинального поднятия, рапонасыщенный пласт 4, стратиграфические границы 5, скважина 6.
Скважину закладывают в точке, где толщина соленосных отложений составляет не менее одной трети от ее максимальной величины. Это обусловлено тем, что на участках резкого сокращения толщины солей (в мульдах) межсолевые пласты-коллекторы, вмещающие рапу, как правило, отсутствуют, а в замке свода антиклинального поднятия высока вероятность интенсивных рапопроявлений, приводящих нередко к ликвидации скважин.
Так как фильтрационно-емкостные свойства межсолевых пород контролируются преимущественно тектоническим фактором, то рапопроявления наиболее вероятны при вскрытии рапонасыщенных пластов, залегающих в сводах внутрисолевых складок, где вследствие растягивающих усилий раскрытость трещин максимальна, и наименее вероятны на крыльях складок и в межсводовых частях (синклиналях), где рапа содержится в поровом пространстве и в ограниченном количестве.
Проводят комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) с использованием электрических методов (метод кажущегося сопротивления (КС) или боковой каротаж (БК), радиоактивных методов (гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), акустического метода (акустический каротаж (АК)), термометрии, измерения диаметра ствола скважины (кавернометрия (КВ)), а также механического и газового каротажа) и выделяют во вскрытом соленосном разрезе межсолевые рапонасыщенные пласты.
Поисковую скважину бурят на крыле антиклинальной структуры и вскрывают соленосную толщу в интервале глубин 1491-4362 м, рапонасыщенный пласт в интервале глубин 3957-3968 м в погруженной его части (в синклинали), в условиях ухудшения емкостно-фильтрационных свойств пород-раповместителей.
Одновременно с изучением материалов ГИС осуществляют обработку данных сейсморазведки. Производят привязку вскрытого скважиной рапонасыщенного пласта к отражающему горизонту, зарегистрированному на опорном сейсмическом разрезе, проходящем через буровую скважину.
Увязанные с ГИС отражающие горизонты прослеживают в пределах всего сейсмического разреза.
Производят корреляционную увязку соседних разрезов.
Уточняют структурные планы над- и подсолевых отложений. Строят структурные карты по межсолевым отражающим горизонтам в контуре свода антиклинального поднятия.
По совпадению сейсмических образов отражающих горизонтов R a и R б прогнозируют развитие на площади двух одноименных рапонасыщенных пластов.
Предлагаемый способ оконтуривает область развития зоны рапопроявлений значительно точнее ( 
на 30-40% ) относительно прототипа, что позволяет избежать осложнений при бурении скважин в соленосных отложениях.
Подтверждением является скважина, пробуренная на той же площади, в своде подсолевого поднятия, вскрывшая соленосную толщу без осложнений и подтвердившая отсутствие в разрезе рапонасыщенного пласта, не выделенного ранее на сейсмических разрезах.
Использование предлагаемого способа позволяет повысить достоверность выявления зон рапопроявлений как по площади развития соленосной толщины, так и по ее разрезу, совмещая данную задачу с поиском залежей углеводородов.