ADJUSTMENT OF THRUSTING STRUCTURE IN THE KOVYKTA-KHANDINSKAYA REFLECTED FOLDING ZONE

The Kovykta-Khandinskaya zone, which includes the Kovykta gas condensate field, is a giant located in the junction zone of the Angara-Lena stage with the craton edge – the Cis-Baikal trough. Here, according to the results of long-term geological exploration, the Verkhnelenskoe uplift was identified, the northern part of which is reflected on tectonic maps as the Kovykta ledge. At the same time, the geological model of the field today is based on the standard two-member model, which includes a slightly disturbed sedimentary cover and basement. However, new geophysical studies revealed that the sedimentary cover of the eastern part of the zone is intensely deformed and has a two-tiered nodular-thrust structure (the lower layer is autochthon, the upper layer is allochthon). The main object for gas exploration within the Kovykta gas condensate field is the Vendian formation. The middle (halogen-carbonate) section has been studied fragmentarily, mainly as an object of geological geohazards when drilling deep wells. The involvement of new data from 3D seismic and 3D transient electromagnetic methods made it possible to clarify the Kovykta gas condensate field tectonic structure to assess the potential of secondary carbonate reservoirs characterized by intense fluid (natural gas, brines) inflows

STUDY, FORECAST AND CONTROLLED SEISMIC HAZARD REDUCTION IN THE IDENTIFIED SEGMENTS OF THE MAIN FAULTS BY CYCLIC INJECTION OF FLUID THROUGH DEEP MULTI-BRANCH DIRECTIONALLY INCLINED WELLS

The methods developed by the world community to date to withstand strong natural and induced destructive earthquakes do not effectively reduce material losses and the number of victims. The authors propose for discussion an integrated approach to solving the problem of ensuring seismic safety, based on the use of new important information about the geological conditions for earthquake generation. This involved the use of results of numerical and physical modeling, as well as physical full-scale experiments in the natural fault areas. The paper analyzes the petrophysical conditions of deep-seated frictional processes in coseismic faults, revealed through detailed studies of the fragments of paleoearthquake centers that became accessible after their exhumation from seismic-focal depths of the Earth’s crust. The collected information allowed the authors to clarify with a high degree of certainty the origin and occurrence of seismic motions. This paper presents briefly the results of the medium-term forecast of earthquakes with M≥5.0 as applied to the seismodynamic regime of the Baikal rift zone. The forecast emphasizes the detection of places for 1–11-year earthquake generation cycles.A comprehensive analysis of the collected information made it possible to substantiate the conclusion about an opportunity to prevent earthquake damage by using hydrodynamic damping of seismically hazardous fault segments. In the last section, consideration is being given to one of the most promising methods of such man-made impacts, which uses modern technological advances in drilling deep multil-branch and directionally inclined wells with horizontal deviation. The paper discusses the techniques that make it possible to prevent episodes of unexpected reactivation of fault segments in the form of excitation of earthquakes with M≥6.0. Attention is drawn to conducting tests at selected sites in order to improve the technology as part of the approach to earthquake damping

ГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СЛОЖНЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ БУРЕНИЯ ДРЕВНЕЙШИХ КАРБОНАТНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТИ И ГАЗА РИФЕЯ: ОБЗОР ПРОБЛЕМЫ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БАЙКИТСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

The practical aspects are discussed in the geodynamic studies of the massive vugular-fractured oil-and-gas reservoir in the Riphean carbonate rocks of the Yurubcheno-Tokhoma oil-gas-condensate field in the Baikit petroli­ferous district. This field is a part of the Yurubcheno-Tokhoma zone that includes the Kuyumba oil-and-gas field, Omorinsk gas-condensate field (a satellite field) and the promising Kamovsky, Vaividinsky, Shushuksky, Seismorazvedochny and Kordinsky areas [Kontorovich et al., 1988]. Potential recoverable resources are predicted to amount to two billion tonnes of fuel equivalent in this zone, which area exceeds 60000 km2, also known as the Kuyumba-Yurub­cheno-Tokhoma oil-and-gas accumulation zone [Trofimuk, 1992; Trofimuk et al., 1989; Kharakhinov, Shlenkin, 2011]. A key factor for the economically effective development of the deposits in the Baikit petroliferous district is the feasibi­lity of efficient primary recovery of oil and gas by horizontal wells to be drilled to large depths to reach the complex fractured natural reservoirs in the Riphean carbonate rocks. This paper discusses one field as an example from the Baikit petroliferous district and summarizes the results of the detailed studies of the geodynamic and hydrodynamic conditions of the oil-gas-condensate reservoir in the Riphean rocks. The reported results are compared with the actual field data, including the annulus pressure sensor measurements [Vakhromeev et al., 2013, 2015, 2016]. The previous findings are confirmed and extended: when vertical fractures are penetrated by drilling, and the hydraulic pressure variations amount to 0.5–1.5 % of the formation pressure, the effect of alternating mud-loss / kicks occurs in the near-wellbore zone due to the high permeability of the reservoir and the lack of the skin-effect in the bottomhole zone [Sverkunov et al., 2016]. The allowable ranges of the variations in the dynamic bottomhole pressure are estimated and justified for primary penetration into the oil-saturated vugular-fractured strata. Within an allowable range of pressure rates, a horizontal well can be drilled with minimal complications caused by alternating adjustable mud-loss and kick effects. Based on our study results, prerequisites are determined for developing the new technology of penetrating into pay zones in carbonate vugular-fractured reservoirs with anomalously low formation pressure rates.Рассмотрены прикладные аспекты геодинамических исследований массивного каверново-тре­щинного резервуара нефти и газа в рифейских карбонатных породах Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения, Байкитская нефтегазоносная область. Наряду с крупнейшими Куюмбинским нефтегазоконденсатным месторождением, Оморинским газоконденсатным месторождением (спутником-сателлитом), а также перспективными нефтегазогеологическими объектами Камовской, Вайвидинской, Шушукской, Сейсморазведочной и Кординской площадей, Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение входит в Юрубчено-Тохомскую зону [Kontorovich et al., 1988] или Куюмбо-Юрубчено-Тохомский ареал нефтегазонакопления [Trofimuk, 1992; Trofimuk et al., 1989; Kharakhinov, Shlenkin, 2011] площадью более 60 тыс. км2 с прогнозируемым извлекаемым ресурсным потенциалом 2 млрд т условного топлива. Эффективный подход к первичному вскрытию нефтегазовых залежей горизонтальными стволами большой протяженности в сложном трещинном природном резервуаре карбонатного рифея является ключевым фактором экономически эффективного освоения месторождений Байкитской нефтегазоносной области кустовым бурением. На примере одного из месторождений Байкитской нефтегазоносной области обобщены результаты детального исследования геодинамических и гидродинамических условий залегания пласта-коллектора и нефтегазоконденсатной залежи рифейского резервуара. Полученные материалы сопоставлены с фактическими данными, в том числе с замерами датчиков затрубного давления [Vakhromeev et al., 2013, 2015, 2016]. Подтверждены и расширены сделанные ранее выводы о том, что эффект попеременного поглощения/прояв­ления при вскрытии вертикальных трещин бурением в прискважинной зоне при гидравлических колебаниях давления 0.5–1.5 % от величины пластового давления создается из-за высокой проницаемости коллектора и отсутствия скин-эффекта в призабойной зоне пласта [Sverkunov et al., 2016]. Обоснованы допустимые диапазоны колебаний динамического забойного давления в процессе первичного вскрытия нефтенасыщенного продуктивного каверново-трещинного пласта. В рамках данного диапазона бурение горизонтального ствола скважины ведется в условиях минимальных осложнений: попеременных контролируемых поглощений и проявлений. Тем самым заложены предпосылки для создания новой технологии первичного вскрытия пласта в условиях карбонатного каверново-трещинного коллектора с аномально низким пластовым давлением

Глубокая скважина как стенд гидравлических «on-line» исследований напряженного состояния горного массива флюидонасыщенных трещинных коллекторов

Inthe southern areas of the Siberian platform, geological and mining conditions are highly complex for design, drilling and construction of deep wells for oil and gas. Complicating factors are related to specific features of deforming cavity-fractured carbonate reservoirs. Geological models of carbonate reservoirsshould be designedon a case-by-case basis, taking into consideration the conditions of each specific field, including its complex filtration field, confirmed deformation of filteringfractures with constant parameters of the cavern component, etc. If an incomprehensive geological model is used for production planning with a lack ofa well-based approach to the development of a carbonate reservoir, design well flow rates may not be achieved, the field reserve coverage will be reduced and, consequently, the oil recovery ratio will be lower. When developing oil, gas and brine deposits, it is required to consider the natural-technical system of‘reservoir – reservoir’ (mechanical impact) – ‘reservoir fluid system and well’ (hydrodynamic impact) on the basis of a comprehensive analysis of its interrelated and interdependent components. Our study shows that each part of the system contributes directly to the entire complex. The stress state of the rock mass in the fluid-permeable part of the natural fractured reservoir and fluid-saturated reservoirs is dynamically changeable during the fluctuations of the pressure field of the reservoir hydrocarbon system at the initial penetration of a well into the reservoir. The authors analyzed the natural-technical system ‘well – fluid-saturated bed’ as a real on-line model of leaking – hydraulic fracturing based on a standard pressure vs. time curve during hydraulic fracturing. Based on the knowledge of the on-going processes in carbonate cavern-fractured reservoirs, it becomes possible to predict the reaction of the rock mass during hydraulic repression (i.e., during the initial penetration of a well into the reservoir) and depression (during testing and operations of a production well). All pressure effects hydraulically applied to the reservoir fluid system can lead to changes in the stress state of the natural reservoir. Thestress state with significantly changing permeability parameters of filtering fractures is among the most complex states of stress [Belonin et al., 2005; Borevsky, 1986]. It is important to take into accountthat such stress state transition during the drilling process is uncontrollable and unpredictable, which means that the reservoir permeability and porosity may be irreversibly affected and considerably reducedand, consequently,the oil well productivity and the final profitability of developing the hydrocarbon field will be significantly decreased. Based on the actual deep drilling data, we continue comprehensive studies of deforming fractured reservoirs in the area of the stress state of the rock mass and investigation of pressure characteristics of fluid systems and their mutual influence during hydraulic operations in the well completion cycle. Wehave analyzed the stress state of the rock mass in various reservoirs. Indicators characterizing a particular state of the rock mass are substantiated. Geological and technological recommendations are specified for the initial penetration of wells into the reservoir, as well as for testing the wells with respect to the state of the natural-technical system ‘well – fluid-saturated formation’. New geological and technological solutions are proposed.Горно-геологические условия бурения глубоких скважин на нефть и газ на территории юга Сибирской платформы отличаются высокой сложностью проектирования и строительства. Осложняющим фактором являются специфические особенности сложных деформируемых каверново-трещинных карбонатных коллекторов. Проектирование геологической модели карбонатного коллектора должно выполняться индивидуально, с учетом условий каждого конкретного месторождения, в том числе сложного фильтрационного поля, доказанного явления деформации фильтрующих трещин при неизменных параметрах каверновой составляющей и т.д. Неполная геологическая модель и отсутствие подхода к разработке карбонатных продуктивных пластов могут явиться причиной недостижения проектных значений дебитов скважин, снижения охвата запасов месторождения и, соответственно, уменьшения коэффициента извлечения нефти. При разработке месторождений нефти, газа или промышленных рассолов необходимо рассматривать природно-техническую систему «пласт – коллектор» (механическое воздействие) – «пластовая флюидная система» и «скважина» (гидродинамическое воздействие) на основе комплексного анализа ее неразрывных составных частей. В данном исследовании показано, что каждая часть системы вносит непосредственный вклад в общий комплекс. Напряженное состояние горного массива породы-коллектора проницаемой части природного трещинного резервуара, флюидонасыщенных пластов-коллекторов может динамически меняться в процессе колебаний барического поля пластовой углеводородной системы в первичном вскрытии пласта. Авторами проведен анализ природно-технической системы «скважина – флюидонасыщенный пласт» как реальной «on-line»-модели процесса «утечки» – ГРП на основе стандартного графика зависимости давления от времени при гидроразрыве пласта. Исследование процессов, происходящих в текущий момент бурения в карбонатных каверно-трещинных коллекторах, позволяет делать прогноз на реакцию горного массива пород при гидравлическом приложении к нему репрессии (т.е. при первичном вскрытии коллектора во время бурения скважин) и депрессии (при проведении работ по испытанию и освоению продуктивной скважины). Все барические воздействия, гидравлически приложенные к пластовой флюидной системе, способны перевести природный резервуар в другое напряженное состояние. Одно из наиболее сложных – состояние с существенно меняющимися параметрами проницаемости фильтрующих трещин [Belonin etal., 2005; Borevsky, 1986]. Важно понимать, что если этот переход в процессе бурения является неконтролируемым и непрогнозируемым, на практике можно необратимо существенно снизить фильтрационно-емкостные свойства коллектора, а значит – потерять продуктивность скважин по нефти и конечные показатели рентабельности освоения месторождения углеводородов. По фактурным данным глубокого бурения авторами продолжены комплексные исследования деформируемых трещинных коллекторов в области напряженного состояния массива и барических характеристик флюидных систем, их взаимного влияния при гидравлическом воздействии в цикле заканчивания скважин, проанализированы различные напряженные состояния горного массива коллекторов. Обоснованы индикаторы, характеризующие то или иное состояние горного массива. Выданы геолого-технологические рекомендации по первичному вскрытию продуктивного пласта, а также по проведению испытаний скважины в зависимости от состояния природно-технической системы «скважина – флюидонасыщенный пласт». Разработаны новые геолого-технологические решения

ДЕТАЛИЗАЦИЯ НАДВИГОВЫХ СТРУКТУР ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА В КОВЫКТИНСКО-ХАНДИНСКОЙ ЗОНЕ ОТРАЖЕННОЙ СКЛАДЧАТОСТИ

The Kovykta-Khandinskaya zone, which includes the Kovykta gas condensate field, is a giant located in the junction zone of the Angara-Lena stage with the craton edge – the Cis-Baikal trough. Here, according to the results of long-term geological exploration, the Verkhnelenskoe uplift was identified, the northern part of which is reflected on tectonic maps as the Kovykta ledge. At the same time, the geological model of the field today is based on the standard two-member model, which includes a slightly disturbed sedimentary cover and basement. However, new geophysical studies revealed that the sedimentary cover of the eastern part of the zone is intensely deformed and has a two-tiered nodular-thrust structure (the lower layer is autochthon, the upper layer is allochthon). The main object for gas exploration within the Kovykta gas condensate field is the Vendian formation. The middle (halogen-carbonate) section has been studied fragmentarily, mainly as an object of geological geohazards when drilling deep wells. The involvement of new data from 3D seismic and 3D transient electromagnetic methods made it possible to clarify the Kovykta gas condensate field tectonic structure to assess the potential of secondary carbonate reservoirs characterized by intense fluid (natural gas, brines) inflows.Ковыктинско-Хандинская зона, включающая Ковыктинское газоконденсатное месторождениегигант,расположена в области сочленения Ангаро-Ленской ступени с краевой областью платформы – Прибайкальским прогибом. Здесь по результатам многолетних геологоразведочных работ выявлено Верхнеленское поднятие, северная часть которого отражена на тектонических картах как Ковыктинский выступ. При этом геологическое строение месторождения на сегодняшний день основывается на стандартной модели: слабонарушенный платформенный чехол – фундамент. Однако новыми геофизическими исследованиями выявлено, что осадочный чехол восточной части зоны интенсивно деформирован и имеет двухъярусное надвиговое строение (нижний ярус – автохтон, верхний – аллохтон). Основным объектом газопоисковых работ в пределах Ковыктинского месторождения являются вендские отложения. Средняя (галогенно-карбонатная) часть разреза изучена фрагментарно, в основном как объект геологических осложнений при проходке глубоких скважин. Привлечение новых данных площадных сейсмо- и электроразведочных исследований позволило уточнить структурно-тектоническое строение Ковыктинского газоконденсатного месторождения, оценить потенциал вторичных карбонатных коллекторов в аллохтоне, проявляющихся интенсивными притоками пластовых флюидов (природный газ, высокоминерализованные рассолы)

ИЗУЧЕНИЕ, ПРОГНОЗ И УПРАВЛЯЕМОЕ СНИЖЕНИЕ СЕЙСМИЧЕСКОЙ ОПАСНОСТИ В ВЫЯВЛЕННЫХ СЕГМЕНТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ РАЗЛОМОВ ЦИКЛИЧЕСКИМИ ЗАКАЧКАМИ В НИХ ЖИДКОСТИ ЧЕРЕЗ ГЛУБОКИЕ МНОГОЗАБОЙНЫЕ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫЕ СКВАЖИНЫ

The methods developed by the world community to date to withstand strong natural and induced destructive earthquakes do not effectively reduce material losses and the number of victims. The authors propose for discussion an integrated approach to solving the problem of ensuring seismic safety, based on the use of new important information about the geological conditions for earthquake generation. This involved the use of results of numerical and physical modeling, as well as physical full-scale experiments in the natural fault areas. The paper analyzes the petrophysical conditions of deep-seated frictional processes in coseismic faults, revealed through detailed studies of the fragments of paleoearthquake centers that became accessible after their exhumation from seismic-focal depths of the Earth’s crust. The collected information allowed the authors to clarify with a high degree of certainty the origin and occurrence of seismic motions. This paper presents briefly the results of the medium-term forecast of earthquakes with M≥5.0 as applied to the seismodynamic regime of the Baikal rift zone. The forecast emphasizes the detection of places for 1–11-year earthquake generation cycles.A comprehensive analysis of the collected information made it possible to substantiate the conclusion about an opportunity to prevent earthquake damage by using hydrodynamic damping of seismically hazardous fault segments. In the last section, consideration is being given to one of the most promising methods of such man-made impacts, which uses modern technological advances in drilling deep multil-branch and directionally inclined wells with horizontal deviation. The paper discusses the techniques that make it possible to prevent episodes of unexpected reactivation of fault segments in the form of excitation of earthquakes with M≥6.0. Attention is drawn to conducting tests at selected sites in order to improve the technology as part of the approach to earthquake damping.Разработанные мировым сообществом к настоящему времени способы противостояния сильным природным и наведенным разрушительным землетрясениям не позволяют эффективно снижать материальные потери и количество жертв. Авторами предложен для обсуждения комплексный подход к решению проблемы обеспечения сейсмической безопасности, основанный на использовании новых важных сведений о геологических условиях возникновения очагов землетрясений. Для этого привлекались полученные данные с использованием результатов численного и физического моделирования, а также физических натурных экспериментов на участках реальных разломов. В работе анализировались петрофизические условия глубинных фрикционных процессов в косейсмических разрывных нарушениях, выявленные при детальном изучении фрагментов палеоочагов землетрясений, ставших доступными после их эксгумации с сейсмофокальных глубин земной коры. Собранные сведения позволили авторам с возросшей определенностью выяснять сейсмотектонические условия подготовки и возникновения источников генерации сейсмических колебаний. В кратком виде представлены результаты исследований по разработанному методу среднесрочного прогноза опасных землетрясений с М≥5.0 применительно к сейсмодинамическому режиму Байкальской рифтовой зоны. В прогнозе акцент сделан на обнаружение мест подготовки очагов землетрясений с периодом подготовки 1–11 лет.Комплексный анализ собранных сведений позволил обосновать вывод о возможности демпфирования разрушительных последствий готовящихся землетрясений путем применения техногенных гидродинамических воздействий на выявленные сейсмоопасные сегменты разломов. В последнем разделе рассмотрен один из наиболее перспективных способов подобных техногенных воздействий, в котором используются современные достижения в технологии бурения глубоких многозабойных и наклонно направленных скважин с горизонтальными ответвлениями. Обсуждаются технические приемы, позволяющие исключать эпизоды непреднамеренной реактивации участков разломов в виде возбуждения высокоопасных землетрясений с М≥6.0. Обращается внимание на проведение тестовых испытаний на выбранных полигонах с целью совершенствования технологии в рамках подхода к демпфированию разрушительных последствий землетрясений

Тектонофизический подход к анализу геолого-геофизических данных на газоконденсатных месторождениях со сложным строением платформенного чехла

The article presents the results of the tectonophysical approach to the analysis of stress fields and the structure of gas–condensate deposits with the complex platform cover. The discussed case is the Kovykta license area (LA) in Eastern Siberia, Russia. In the upper part of the cross section, the network of fault zones was identified from the relief lineaments and structural data. The dynamic conditions for faulting (compression, extension, and strike-slip) were reconstructed by the paragenetic analysis. The state of crustal stresses in the study area was studied by tectonophysical modeling using gelatin as an optically active material. The applied method was successful in distinguishing between the zones of faults in the platform cover, which differ in the degree of their activity in the specified stress fields. The lower part of the cross section in the NE segment of the Kovykta LA is considered as an example of the tectonophysical interpretation of the electrical and seismic survey data in order to identify the fault zones and reconstruct the corresponding stress fields. Based on the synthesis of the analyzed data, it is revealed that the deposits like the Kovykta gas condensate field (GCF) show the zone-block structure of the platform cover formed under the influence of several stress fields closely associated with the stages of tectogenesis in the adjacent mobile belts. The next objective is to enhance the tectonophysical approach in order to develop a hierarchical model of the GCF zone-block structure, which details need to be known for improving the prediction of sites with the complicated stress-strain state of rocks and mitigating the risks associated with drilling exploration and production wells.В статье на примере Ковыктинского лицензионного участка (Восточная Сибирь) представлены результаты применения тектонофизического подхода к анализу полей напряжений и структуры газоконденсатных месторождений со сложным строением платформенного чехла. Для верхней части разреза на основе изучения линеаментов рельефа и геолого-структурных данных выделена сеть разломных зон и посредством реализации парагенетического анализа установлены динамические обстановки ее формирования (сжатие, растяжение, сдвиг). Проведено тектонофизическое моделирование на оптически-активном материале (желатин) напряженного состояния изучаемого участка земной коры и показана эффективность метода для разделения разломных зон платформенного чехла по степени их активности в определенном поле напряжений. На примере нижней части разреза в северо-восточной части Ковыктинского лицензионного участка осуществлена тектонофизическая интерпретация данных электро- и сейсморазведки с выделением разломных зон и реконструкцией полей напряжений, в которых происходило их развитие. В итоге синтеза разнородных результатов показано, что для месторождений, подобных Ковыктинскому газоконденсатному месторождению (ГКМ), характерно зонно-блоковое строение платформенного чехла, сформированное под влиянием нескольких полей напряжений, тесно связанных с этапами тектогенеза в смежных подвижных поясах. Задачей дальнейших исследований по проблеме является углубление тектонофизического подхода для разработки иерархической модели зонно-блокового строения ГКМ, детальность которой позволит осуществлять эффективный прогноз участков со сложным напряженно-деформированным состоянием пород, неблагоприятным для проходки разведочных и эксплуатационных скважин

Deep well as a facility for on-line hydraulic studies of the stress state of the rock mass in fluid-saturated fractured reservoirs

Inthe southern areas of the Siberian platform, geological and mining conditions are highly complex for design, drilling and construction of deep wells for oil and gas. Complicating factors are related to specific features of deforming cavity-fractured carbonate reservoirs. Geological models of carbonate reservoirsshould be designedon a case-by-case basis, taking into consideration the conditions of each specific field, including its complex filtration field, confirmed deformation of filteringfractures with constant parameters of the cavern component, etc. If an incomprehensive geological model is used for production planning with a lack ofa well-based approach to the development of a carbonate reservoir, design well flow rates may not be achieved, the field reserve coverage will be reduced and, consequently, the oil recovery ratio will be lower. When developing oil, gas and brine deposits, it is required to consider the natural-technical system of‘reservoir – reservoir’ (mechanical impact) – ‘reservoir fluid system and well’ (hydrodynamic impact) on the basis of a comprehensive analysis of its interrelated and interdependent components. Our study shows that each part of the system contributes directly to the entire complex. The stress state of the rock mass in the fluid-permeable part of the natural fractured reservoir and fluid-saturated reservoirs is dynamically changeable during the fluctuations of the pressure field of the reservoir hydrocarbon system at the initial penetration of a well into the reservoir. The authors analyzed the natural-technical system ‘well – fluid-saturated bed’ as a real on-line model of leaking – hydraulic fracturing based on a standard pressure vs. time curve during hydraulic fracturing. Based on the knowledge of the on-going processes in carbonate cavern-fractured reservoirs, it becomes possible to predict the reaction of the rock mass during hydraulic repression (i.e., during the initial penetration of a well into the reservoir) and depression (during testing and operations of a production well). All pressure effects hydraulically applied to the reservoir fluid system can lead to changes in the stress state of the natural reservoir. Thestress state with significantly changing permeability parameters of filtering fractures is among the most complex states of stress [Belonin et al., 2005; Borevsky, 1986]. It is important to take into accountthat such stress state transition during the drilling process is uncontrollable and unpredictable, which means that the reservoir permeability and porosity may be irreversibly affected and considerably reducedand, consequently,the oil well productivity and the final profitability of developing the hydrocarbon field will be significantly decreased. Based on the actual deep drilling data, we continue comprehensive studies of deforming fractured reservoirs in the area of the stress state of the rock mass and investigation of pressure characteristics of fluid systems and their mutual influence during hydraulic operations in the well completion cycle. Wehave analyzed the stress state of the rock mass in various reservoirs. Indicators characterizing a particular state of the rock mass are substantiated. Geological and technological recommendations are specified for the initial penetration of wells into the reservoir, as well as for testing the wells with respect to the state of the natural-technical system ‘well – fluid-saturated formation’. New geological and technological solutions are proposed

Chemistry for Sustainable Development 20 (2012) 2127 Lithium-Bearing Underground Waters of the Irkutsk Region and Western Yakutia

Abstract New data on the spreading and geochemical features of lithium-bearing underground waters in the Irkutsk Region and Western Yakutia are presented. A taxonomic partitioning of the hydrogeological section of the Siberian Platform was carried out, and promising salt-bearing zones were allocated