Métodos de exploración de petróleo y gas en profundidades extranjeras

Debido a las condiciones geológicas y estructurales extremadamente complejas en la cuenca profunda, la exploración profunda sigue siendo un problema mundial. Para superar lo antes posible la situación de exploración profunda en el área petrolera de Shengli, se investigaron métodos extranjeros de exploración profunda de petróleo y gas y se proporcionaron e introdujeron nuevas teorías y tecnologías extranjeras. En particular, basándose en la práctica de exploración profunda en el área petrolera de Shengli, se introducen la tecnología CDA, la tecnología de exploración integral y los métodos de exploración magnéticos y gravitacionales de la ex Unión Soviética, que tienen una importancia de referencia significativa y práctica para futuras exploraciones profundas.

Palabras clave: métodos de exploración profunda, exploración gravitacional y magnética, exploración integral, ejemplos de exploración con tecnología CDA

1 Introducción

En la última década, el petróleo profundo y. La exploración de gas se ha vuelto cada vez más importante y ha atraído cada vez más atención de países de todo el mundo. Porque la exploración profunda es una ingeniería de sistemas enorme y compleja, que involucra todos los aspectos de la investigación geológica, la tecnología de exploración, la perforación y la ingeniería posterior a la perforación. Para la tecnología de exploración profunda, la exploración sísmica sigue siendo el principal método de exploración. Sin embargo, dado que las condiciones geológicas de la exploración profunda son mucho más complejas que las de las capas medias y poco profundas, los países con buenos resultados de exploración profunda en el mundo han aprovechado al máximo varios métodos de exploración para llevar a cabo una exploración integral. Por lo tanto, cómo combinar la exploración gravitatoria, magnética, eléctrica, geoquímica y sísmica es un problema que requiere una investigación en profundidad y exploración experimental. Este artículo presenta principalmente las tecnologías y métodos de exploración profunda adoptados actualmente por los principales países de exploración profunda del mundo y algunos ejemplos de exploración exitosa, y lleva a cabo una investigación de información sobre la exploración profunda extranjera en este sentido, proporcionando referencias e información valiosa para que el área petrolera de Shengli se abra paso. los obstáculos a la exploración profunda lo antes posible.

2. Tecnología de Exploración Sísmica

1. Exploración Sísmica Integral Profunda

Los principales factores que afectan la calidad de los datos sísmicos en un área son: impedancia de onda de Análisis de la capa objetivo subterránea principal, problemas de energía de transmisión sísmica descendente, corrección estática, rango completo y múltiplos de capas intermedias, relación y resolución señal-ruido de reflexión, etc. Sobre esta base, al mejorar la precisión de la recolección de campo y los métodos de procesamiento de datos en interiores, se puede mejorar efectivamente la calidad de los datos sísmicos profundos.

En la recopilación y el procesamiento de datos sísmicos profundos, el "Apilamiento de área de profundidad común" (CDA) de la antigua Unión Soviética tiene un efecto significativo en la mejora de la resolución de los datos sísmicos. Esta tecnología puede simular 24 registros de cobertura en campo y procesar hasta 360 perfiles de cobertura en interiores. La idea básica es superponer en fase toda la información que refleja puntos de profundidad en un área determinada del suelo, mejorando así la relación señal-ruido y ampliando la banda de frecuencia para mejorar la resolución. La Figura 1 es un ejemplo del campo West Huste-Baler Sike. El perfil tiene sólo 100 milisegundos de duración. La Figura 1a es una sección de superposición horizontal a las 24 horas, con un ancho de banda de frecuencia de 12 ~ 65 hz. La capa de roca de lutita se encuentra en una depresión blanca y no se refleja en la capa de petróleo subyacente. La Figura 1b es el resultado de la tecnología CDA simulando 180 coberturas de un mismo tramo vial. El reflejo de la capa de aceite aparece debajo de la capa de lutita (el espesor de la capa de aceite es de 5 ms) y su banda de frecuencia inferior se amplía a 15 ~ 125 Hz, siendo la frecuencia principal de 100 Hz [1].

Figura 1 Ejemplo de aplicación de la tecnología CDA rusa en campos petrolíferos

Tomemos como ejemplo la capa de arena Golden Fern en Luisiana, Norteamérica. La capa objetivo de la exploración es la capa de arena Cib Jeff, que tiene unos 15 m de espesor. Las curvas de potencial natural y resistividad aparente muestran que la capa de arena está intercalada entre gruesas capas de esquisto a una profundidad de 4069 a 4084 metros. En esta zona se llevaron a cabo con éxito la adquisición, el procesamiento y la interpretación tridimensionales mediante vibroseis. Estos datos se utilizaron para obtener imágenes de capas de arena laminadas delgadas y profundas, y se utilizaron datos con alta resolución vertical y horizontal para explicar la estructura del yacimiento que no podía explicarse con datos convencionales, y finalmente se obtuvieron resultados satisfactorios [2].

2. Método de exploración sísmica de cobertura de ondas de refracción múltiple

El método de ondas de refracción registra ondas de refracción y ondas de reflexión simultáneamente. Además de captar la primera llegada de la onda refractada, también utiliza la primera llegada para rastrear la onda refractada y utiliza la interfaz refractiva para identificar las capas que generan múltiples ondas reflejadas. Este método se utiliza a menudo en áreas de investigación donde la capa objetivo está profundamente enterrada, tiene una estructura compleja, condiciones de superficie desfavorables y un área de observación pequeña.

Además del método GRM y el método del tiempo de retardo (o término de tiempo), el tercer método incluye trazado de rayos y modelos de velocidad recursivos. De hecho, este método es eficaz para volúmenes de datos complejos bidimensionales y se puede aplicar aún más a volúmenes de datos de refracción profunda tridimensionales.

El trazado de rayos tridimensional es el mejor método para obtener imágenes de la profundidad y la velocidad del refractor durante un perfil de tiempo de observación. Los métodos GRM y los métodos de tiempo de retardo también se pueden combinar para formar imágenes. Un sistema de procesamiento de parámetros de reflexión recientemente desarrollado puede explotar la reflexión y la energía de dispersión, ayudando así a obtener imágenes de reflexiones profundas y del sustrato [3].

3. Método de exploración tridimensional - método del gradiente de tiempo

En la antigua Unión Soviética, el método del gradiente de tiempo, un método rápido de exploración tridimensional de estructuras profundas en cuencas sedimentarias, ha sido ampliamente desarrollado. Este método es flexible y los registradores y fuentes sísmicas pueden disponerse arbitrariamente, lo que hace que el trabajo de exploración sea conveniente y económico.

Utilice un sismómetro de tortuga portátil para completar la exploración del gradiente de tiempo, que se puede grabar automáticamente en una cinta. La característica de frecuencia de todo el sismómetro "Tortuga" (cuando la frecuencia de amplitud es 0,9) es de 2,5 ~ 14 Hz. El terremoto se registró a las 12 en punto al mismo tiempo. En las condiciones de observación con una distancia promedio de 6 km, moviendo el sismómetro dos veces se puede cubrir un área de investigación de 1000 km2 [4].

La Figura 2 es un mapa estructural elaborado en la zona costera del Mar Negro basado en capas sísmicas estándar. La capa estándar corresponde a la superficie superior de la base (VR = 6,2 ~ 6,5 km/s). En el mapa estructural se delinean protuberancias y depresiones pequeñas pero de gran escala con una clara tendencia casi norte-sur, así como una falla con tendencia casi este-oeste que corta el basamento y toda la cubierta sedimentaria, que separa la estructura profunda del Cuenca Gorheitsky Está separada del macizo elevado en la vertiente sur del Gran Cáucaso [4].

Fig. 2 Diagrama estructural superior del sótano en el área de prueba del método del gradiente de tiempo cerca del Mar Negro.

Tercero, exploración eléctrica

1. Método de calibración diferencial (método de normalización diferencial, método de campo eléctrico diferencial)

Diferencia de campo eléctrico instantáneo de frecuencia activamente ajustable El método de calibración (abreviado como днм) ha logrado algunos ejemplos exitosos en el área de exploración de Irkutsk con estructuras geológicas complejas en la antigua Unión Soviética y en la cuenca del Mar Caspio con capas objetivo más profundas.

La característica funcional de este método es que se pueden seleccionar tres órdenes diferentes de parámetros P(t) de acuerdo con las diferentes características eléctricas del medio subterráneo, es decir, P1(t) se refiere a cuando el petróleo y yacimiento de gas como objetivo de exploración. En medios de alta resistividad, la función P1(t) se puede utilizar cuando la conductividad total del perfil del medio no supera los 100S (Siemens). P2(t) es un medio de baja resistividad con una capa superpuesta de miles de metros de espesor, por lo que será más ventajoso utilizar la función P2(t) para encontrar y delimitar yacimientos de petróleo y gas. P3(t) significa que cuando hay tanto blindaje de formación de alta resistencia como cobertura de formación de baja resistencia en el medio, la función P3(t) se puede utilizar para encontrar y delinear yacimientos de petróleo y gas [5].

El método de calibración diferencial tiene las siguientes ventajas: pequeño error en los parámetros de observación, lo que mejora la confiabilidad de los datos; alta resolución lateral, que puede eliminar la interferencia de anomalías verticales y horizontales; alta sensibilidad en la detección de polarización; anomalías y resolución longitudinal La tasa es buena. Tiene una función de exploración directa de petróleo y gas más sensible y confiable [5].

El yacimiento de petróleo de Chaikins está situado en la zona de Orenburg, en la parte norte de la cuenca del Mar Caspio, con una profundidad de más de 4.000 metros. El medio suprayacente es lutita gruesa de baja resistividad (ρ = 2ω m, h = 3000 m) y sal gema espesa (ρ > 1000ω m, h = 2000 m). En esta área se utilizó el parámetro P3(t) del método de calibración diferencial para delinear el yacimiento y se obtuvieron ejemplos exitosos. Según los datos sísmicos, se han descubierto una serie de estructuras complejas en el rango de profundidad de 4000 ~ 5000 m, que se pueden dividir en tres tipos según la forma de la curva P3(t): ① Tipo de gradiente negativo, que es un característica de las capas profundas de petróleo y gas; (2) gradiente positivo, que es la característica sobre el yacimiento de petróleo y gas ③ El tipo torcido se caracteriza por la ubicación de anomalías verticales debajo de la sal, como fallas debajo del domo de sal; profundidad de 4800 a 5200 metros, y pequeñas fallas con una profundidad de 4460 a 4480 metros bajo la sal. La falla ha sido confirmada mediante estudios sísmicos y perforaciones [5].

2. Método de sondeo magnetotelúrico

Como método complementario importante para la exploración sísmica, el sondeo magnetotelúrico, especialmente basado en una cobertura múltiple regional o de línea amplia de sondeos electromagnéticos, es difícil de resolver. Existe un gran potencial en sustratos profundos y cristalinos para mejorar la resolución longitudinal y lateral. En la década de 1980, este método se utilizó para clasificar yacimientos de carbonatos carboníferos que contienen petróleo o agua, a 5 kilómetros de profundidad y sólo unos pocos metros de espesor en la cuenca del Caspio Norte.

Tomemos como ejemplo la exploración con sondeo magnetotelúrico de la cuenca sedimentaria del sur de Ontario [6]. La secuencia estratigráfica de la cuenca consiste en secuencias de carbonatos y lutitas con cantidades menores de evaporita y arenisca. Los sistemas Devónico y Silúrico avanzan hacia el borde noreste y desaparecen gradualmente, y el sistema Ordovícico forma básicamente una única sección estratigráfica. Se interpretó un conjunto de datos de sondeo magnetotelúrico de fuente controlada de la cuenca y los resultados se compararon con perfiles geológicos conocidos. Los resultados mostraron que el modelo eléctrico derivado contrastaba bien con los perfiles geológicos conocidos. Determinar la ubicación de sitios batimétricos para aprovechar las capas sedimentarias inclinadas. El modelo final se obtiene interpretando los datos desde partes poco profundas hasta partes profundas de la cuenca. Esta interpretación reduce en gran medida la ambigüedad inherente a la interpretación multicapa de datos batimétricos de una sola ubicación.

3. Sondeo electromagnético transitorio

El sondeo electromagnético transitorio (TEM) se desarrolla sobre la base del sondeo magnetotelúrico. Tiene ventajas en precisión de exploración, resolución y funciones como antiinterferencia y. La predicción de la profundidad de detección de litología se ha mejorado enormemente. Sus características son: la resolución longitudinal es obviamente mejor que otros métodos eléctricos (siempre que el salto de conductividad de la formación profunda sea superior a 10, se puede distinguir), la distorsión estática es pequeña y se ve menos afectada por la superficie irregular. , no se necesita corrección estática y es adecuado para áreas de cobertura de roca volcánica, áreas expuestas a rocas carbonatadas, áreas de fuente de loess y otras áreas donde la corrección estática de la superficie es difícil. La influencia lateral es pequeña, lo que es útil para detectar la ubicación de fallas y encontrar el límite de petróleo y agua en yacimientos relacionados con fallas, adecuado para encontrar la interfaz de petróleo y agua en yacimientos donde se encuentran perfiles de alta resistividad adecuados para detectar petróleo; interfaces de agua en perfiles de alta resistividad Serie de rocas de baja resistividad o basamento de alta resistividad en cuencas profundas cubiertas por sedimentos buenos conductores debido a que el instrumento de registro es liviano, es adecuado para diseños y construcciones flexibles en áreas de terreno complejas; Este método se ha incorporado a los datos necesarios para demostraciones de perforación en algunas áreas de exploración importantes en Rusia.

4. Método de perfilado de matriz electromagnética

El método de perfilado de matriz electromagnética (EMAP) es un método de perfilado de resistencia en profundidad basado en la respuesta electromagnética medida por líneas lineales en el suelo. Este método adopta tecnología de procesamiento y adquisición de datos de disposición espacial y puede manejar de manera efectiva la visualización tridimensional compleja de estructuras subterráneas. La mayoría de las técnicas de adquisición y procesamiento de señales EMAP son las mismas que las magnetotelúricas convencionales, pero sus ventajas residen principalmente en el muestreo denso de datos y el procesamiento efectivo de efectos tectónicos tridimensionales adversos, lo que permite estimaciones confiables de los perfiles de resistividad.

La precisión ha mejorado enormemente debido a las mejoras en los sistemas de adquisición de campo, es decir, los métodos de adquisición, procesamiento e interpretación en el dominio del tiempo de terremotos simulados. Debido a los densos puntos de recolección, se supera el desplazamiento estático de la capa superficial. El método electromagnético en sí tiene la capacidad de penetrar la capa de alta resistencia y puede distinguir claramente la capa de baja resistencia por debajo de 3 ~ 5 km y el espesor dentro de 100 mm. Debido a la mejora de la resolución, se ha utilizado para explorar áreas donde los métodos sísmicos son difíciles, como encontrar la estructura interna de la piedra caliza y rastrear capas de petróleo y gas debajo de rocas ígneas. Investigación sobre las características geológicas del petróleo de cuencas extranjeras similares a las capas profundas de la cuenca de la bahía de Bohai en China. Instituto de Investigación de la Información de la Corporación Nacional del Petróleo de China.

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4. Gravedad y Exploración Magnética

Las fallas profundas y grandes suelen presentar zonas de anomalías magnéticas fuertes y zonas de anomalías de alta gravedad. Por lo tanto, en el estudio de áreas de exploración de desarrollo de fallas y estructuras de bloques de fallas centrales profundas, se deben utilizar plenamente los datos aeromagnéticos y de gravedad.

En la inversión de gravedad, el método de "punto característico" de gravedad y el método de gradiente normalizado total se utilizan para resolver el perfil de densidad. Este método se ha utilizado para distinguir faltas de homogeneidad de densidad horizontal o revelar fracturas verticales profundas. El método consiste en utilizar datos de observación de la gravedad para realizar cálculos de inversión para obtener perfiles de densidad y luego superponer datos sísmicos y eléctricos para dividir aún más los estratos, distinguir posibles litologías y establecer un modelo geológico de densidad sobre esta base. Usando esto como modelo inicial, el método de modelado directo se utiliza para calcular el valor de gravedad del modelo, de modo que el valor de gravedad directo y el valor de gravedad observado se ajusten y el error esté dentro del rango requerido. Investigación sobre las características geológicas del petróleo de cuencas extranjeras similares a la cuenca de la bahía de Bohai en China. Instituto de Investigación de la Información de la Corporación Nacional del Petróleo de China.

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En Rusia, este método se utilizó para encajar un arrecife gigante de 6 kilómetros de profundidad y 2 kilómetros de espesor en el perfil de densidad del noroeste de Siberia occidental, lo que causó sensación. Investigación sobre las características geológicas del petróleo de cuencas extranjeras similares a la cuenca de la bahía de Bohai en China. Instituto de Investigación de la Información de la Corporación Nacional del Petróleo de China.

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La investigación sobre las características de la gravedad y los campos magnéticos cerca de los yacimientos de petróleo y gas en Siberia occidental muestra que existe una cierta relación espacial entre la gravedad y los campos magnéticos y los yacimientos de petróleo y gas. En primer lugar, se estudiaron la amplitud y la frecuencia mediante análisis espectral bidimensional de Fourier. Luego realice análisis de transformación, filtrado y "ventana móvil", recopile mapas de anomalías regionales y locales y mapas derivados de campos potenciales, y estudie la distribución de parámetros de áreas conocidas de yacimientos de petróleo y gas [7].

La mayoría de los yacimientos de petróleo y gas están ubicados en las pendientes de la gravedad regional y las anomalías magnéticas, que se interpretan como relacionadas con estructuras de rift profundas. También se confirma que la ubicación de los yacimientos de petróleo y gas suele coincidir con el mínimo local de los polos magnéticos y de gravedad, lo que se debe a la baja densidad y la baja magnetización del sótano. Todos los yacimientos de petróleo y gas conocidos en el norte de Siberia occidental están ubicados en áreas de anomalías gravitacionales con longitudes de onda de aproximadamente 90 a 100 km y grandes gradientes. Esta relación recientemente revelada entre los yacimientos de petróleo y gas y los parámetros potenciales del campo se puede utilizar para predecir nuevos yacimientos de petróleo y gas en tierras y océanos menos explorados [7].

Verbo (abreviatura de verbo) método de acústica sísmica de medios permeables

La acústica sísmica de medios permeables es un nuevo método de exploración geofísica, que se caracteriza por: tratar los modelos de yacimientos de petróleo y gas como Es un medio heterogéneo; el fluido en el poro es un conductor heterogéneo dinámico activo, que puede acumular y transformar (simular) el proceso ondulatorio; el marco del yacimiento es un conductor heterogéneo estático, que controla el movimiento del conductor heterogéneo dinámico [8]. ].

Este método se puede resolver directamente mediante las relaciones de parámetros internos o el caudal volumétrico del fluido con respecto a su saliente. La solución inversa se obtiene excitando, registrando y analizando un conjunto de ondas de fluido similares, cuyos parámetros cinemáticos y dinámicos se determinan con la ayuda del flujo de fluido. El análisis exhaustivo de los resultados del método de registro sónico de fluidos, el método de sondeo sísmico vertical, la exploración sísmica y las observaciones experimentales pueden garantizar la confiabilidad de la solución obtenida [8].

A través del cálculo y análisis integral del programa, se pueden obtener las características de porosidad efectiva, diámetro de poro, permeabilidad, producción y saturación del pozo a lo largo de la profundidad del perfil de producción. Este método se ha aplicado con éxito en la Cúpula de Astracán y en el este de Siberia [8].

Tecnología de registro FMI del verbo intransitivo

FMI es la última generación de herramienta de registro de imágenes de resistividad desarrollada sobre la base del medidor de inmersión de formación, que se denomina generador de imágenes de microresistividad de formación de pozo completo. Utiliza microresistividad de alta resolución para generar imágenes eléctricas para estudiar el lecho de roca, la estructura, los cambios de poros, las fracturas y la equivalencia de sedimentación, proporcionando una base para un juicio preciso sobre los yacimientos de petróleo y gas. Sobre la base de establecer la relación roca-imagen adecuada para el área de exploración, la aplicación racional de la tecnología FMI es una forma eficaz de mejorar la eficiencia de la exploración, especialmente la eficiencia de la exploración profunda [9].

7. Tecnología de exploración geoquímica

Los marcadores geoquímicos poco profundos se pueden utilizar para predecir la acumulación de petróleo y gas en cuencas profundas. La antigua Unión Soviética ha logrado grandes avances y buenos resultados en este sentido.

La cuenca de Pricaspi se encuentra en la parte sureste de la plataforma rusa. El yacimiento se encuentra en la capa de sal del Pérmico y está enterrado a una profundidad (4000 ~ 5500 m). El campo petrolero está cerca del borde exterior. de la cuenca. Los estudios han demostrado que las características geoquímicas y la composición de los fluidos de hidrocarburos en la capa salina superior son similares a las de la capa salina inferior. A través del análisis de las características geoquímicas de las capas de sal y de las capas sedimentarias continentales suprasal, se puede determinar la ubicación de los yacimientos de petróleo en los yacimientos de petróleo subsal [10].

El objeto de investigación se centra principalmente en la característica más destacada de los fluidos subsalinos: la alta concentración de H2S. Este ingrediente activo revela rutas de migración desde yacimientos subsalinos a diferentes formaciones salinas y suprasal superpuestas. La distribución de trazas de H2S a lo largo de la cuenca puede indicar la distribución de yacimientos profundos de petróleo y gas subsal sin necesidad de perforar en el centro de la cuenca [10].

La estructura profunda de la cuenca se puede determinar a través de datos geoquímicos. Los yacimientos de carbonato subsal con presión de formación y composición de fluido anormales son la fuente de indicadores geoquímicos en la capa salina superior. El H2S en las rocas terrígenas no es nativo, por lo que los rastros de H2S en las rocas terrígenas son una señal confiable de migración. Este método también se puede utilizar para predecir recursos de petróleo y gas no descubiertos en el subsal de otras cuencas. A través del estudio detallado del agua de formación y minerales secundarios en la capa salina superior de la cuenca, es posible distinguir las causas ambientales y de migración de los parámetros geoquímicos [10].

8. Tecnología de exploración integral

Para la exploración profunda de petróleo y gas, tiende a desarrollarse en la dirección de una combinación multidisciplinaria y una aplicación integral.

Los métodos integrales de exploración geofísica incluyen la combinación de exploración sísmica y exploración gravitacional y magnética, o la combinación de exploración sísmica y exploración magnetotelúrica, la combinación de exploración geofísica tridimensional no sísmica y tecnología de exploración sísmica tridimensional, y la aplicación integral de La exploración geoquímica cercana a la superficie y los datos sísmicos promoverán en gran medida la exploración profunda de petróleo y gas. El principio del método de explicación integral de la gravedad, el magnetismo, la electricidad y la química se muestra en la Figura 3. Investigación sobre las características geológicas del petróleo de cuencas extranjeras similares a la cuenca de la bahía de Bohai en China. Instituto de Investigación de la Información de la Corporación Nacional del Petróleo de China.

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En la actualidad, el logro más significativo es la combinación de datos sísmicos y magnetotelúricos, que se ha convertido en un método eficaz para la exploración profunda de petróleo y gas. Investigación sobre las características geológicas del petróleo de cuencas extranjeras similares a la cuenca de la bahía de Bohai en China. Instituto de Investigación de la Información de la Corporación Nacional del Petróleo de China.

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En el Mioceno medio, la cuenca de Pannon en Hungría tuvo una intensa actividad tectónica, acompañada de erupciones volcánicas. El magma cubrió el lecho de roca, formando gradualmente formaciones volcánicas bastante espesas. Las rocas volcánicas pueden proteger y dispersar las señales sísmicas, lo que a menudo resulta en una mala calidad de los datos sísmicos. En este caso, los estudios MT pueden obtener mejor información sobre las rocas volcánicas subyacentes que los estudios sísmicos. Comparando los mapas de resistividad MT (Bostic) y logarítmicos, el MT y la resistividad logarítmica de las rocas volcánicas del Mioceno alrededor de 2 km corresponden a una resistividad alta, y la formación sobre las rocas volcánicas tiene una resistividad baja. Este fenómeno muestra que los resultados de medición de los dos métodos diferentes son similares. Los resultados de la medición MT se muestran en forma de una pseudosección vertical de la distribución de resistividad de Bostic (Fig. 4), que puede delinear claramente los estratos de baja resistividad debajo de las rocas ígneas de alta resistividad. En la estación MT 6 (Figura 4), el valor de resistividad de la capa de baja resistividad a una profundidad de 4 a 5 km es similar al valor de resistividad logarítmica a la misma profundidad en el pozo KH, aproximadamente a 3, 4 y 5 km de distancia. la estación La capa de baja resistividad de MT Escrito por Hu Qiuping de los estratos del Cretácico. Investigación sobre las características geológicas del petróleo de cuencas extranjeras similares a la cuenca de la bahía de Bohai en China. Instituto de Investigación de la Información de la Corporación Nacional del Petróleo de China. 36860.88868888686

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Figura 3 Diagrama de flujo del método de interpretación combinado de gravedad, magnetismo, electricidad y química.

Figura 4 Vista transversal de la distribución de resistividad de la austenita.

Se puede ver en este ejemplo que, basándose en la forma estructural subterránea que se muestra en el perfil del sondeo magnetotelúrico (MT) y las características de distribución de resistividad (o conductividad) subterránea obtenidas de ese modo, combinadas con datos sísmicos, la litología subterránea se puede determinar y se puede juzgar su potencial de petróleo y gas. Este tipo de investigación abre un amplio camino para la exploración profunda de petróleo y gas.

Nueve. Conclusión

La complejidad de las condiciones geológicas profundas determina que la exploración debe evitar el uso de un único método y tecnología. Hacer pleno uso de diversas tecnologías de exploración para llevar a cabo una exploración integral es sin duda un medio importante para obtener con precisión información geológica profunda.

Durante el proceso de exploración de la cuenca del Mar Caspio, la ex Unión Soviética llevó a cabo sistemáticamente una gran cantidad de * * * métodos de puntos profundos y métodos de comparación de perfiles de ondas de refracción basados ​​en sensores remotos, gravitacionales y magnéticos, y Los métodos de exploración eléctrica, combinados con parámetros profundos, la perforación de pozos y estudios, la exploración integral y una comprensión integral de las estructuras geológicas profundas brindan una base importante para la evaluación de objetivos y la toma de decisiones de exploración, y han logrado buenos resultados.

El grado de exploración profunda en el campo petrolífero de Shengli es bajo. Además de fortalecer el trabajo sísmico y mejorar los efectos de la reflexión sísmica, también debemos considerar combinar selectivamente la gravedad, el magnetismo, los métodos eléctricos y otros métodos para llevar a cabo una exploración integral de objetivos profundos, lo que se espera que permita realizar nuevos descubrimientos en las profundidades.

Agradecimientos: durante la realización de este artículo, recibí orientación y ayuda de Song, el geólogo jefe, y de Cai, el geólogo jefe adjunto de la Academia de Ciencias Geológicas. Muchos de los problemas encontrados durante el proceso de investigación fueron abordados con la guía entusiasta de Yang Pinrong, Zhao Hongbo, Chen Jie de la Academia de Ciencias Geológicas y Guo Liangchuan, un ingeniero senior de la Compañía Geofísica. Me gustaría expresar mi profundo agradecimiento.

Principales referencias

Completado por Li. El camino de la exploración precisa. Beijing: Petroleum Industry Press 1994.

[2]Kingsland. Estudio sísmico tridimensional de alta resolución de capas de arena delgadas y profundas. Geofísica, 1999, 56(12).

[3]Geoff Bennett. Refracción sísmica tridimensional de objetivos de exploración profunda. Frontera, 1999, 18(2).

Traducción de Lin Zhongyang. Método rápido de exploración sísmica tridimensional de estructuras profundas en cuencas sedimentarias.

Información geológica del petróleo, 1994, 15(2).

Editado por otros. Una nueva tecnología para delimitar yacimientos de petróleo y gas mediante exploración eléctrica: una introducción al método de calibración diferencial. Exploración de petróleo y gas en el extranjero, 1995438 0, 3 (2).

[6] Gómez-Treviño E. Batimetría electromagnética de la cuenca sedimentaria del sur de Ontario: historia de un caso. Geofísica, 1983, 48(3): 311~330.

[7]Alexei Piskarev. Patrones de anomalías magnéticas y gravitacionales asociadas con campos de petróleo y gas en el norte de Siberia occidental. Geofísica, 1997, 62(3): 831~841.

Traducido por Yu Ren. Desarrollo y mejora de métodos geofísicos para yacimientos de petróleo y gas ultraprofundos. Industria Mundial del Petróleo, 1996, 3(7).

Análisis de las perspectivas de aplicación de la tecnología FMI en la capa profunda de Dongpu desde Well Pushen 8. Campos de petróleo y gas de bloques de fallas, 1999, 16(5).

[10] Liu Bin et al. Utilizan marcadores geoquímicos poco profundos para predecir la acumulación de petróleo y gas subsal del Pérmico en la cuenca de Pricaspi. Exploración de petróleo y gas extranjero, 2000, 12(3).