Патенты автора Огибенин Валерий Владимирович (RU)
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки, увеличение проницаемости продуктивного пласта в среднем на 220%, более полное извлечение углеводородов из продуктивных пластов. Способ поинтервального интенсифицирующего воздействия на терригенный коллектор включает поинтервальную глинокислотную обработку призабойной зоны пласта, в который спущен хвостовик-фильтр, оборудованный управляемыми портами и разобщающими пакерами. В призабойную зону пласта закачивают кислотный раствор с использованием колтюбинговой установки. В качестве кислотного раствора используют раствор, содержащий 9% соляной кислоты и 1,5% плавиковой кислоты, который разбавляют изопропанолом или метанолом до 50%. Поинтервальную обработку осуществляют следующим образом: сначала на колтюбинге спускают переключающий инструмент, перемещающий втулку первого порта в открытое положение, после чего переключающий инструмент поднимают из скважины и снова спускают колтюбинг, через который производят закачку указанного кислотного раствора с изопропанолом или метанолом, который продавливают в пласт газоконденсатом или инертным газом. Далее производят спуск колтюбинга с переключающим инструментом, с помощью которого закрывают первый порт и открывают следующий, после чего переключающий инструмент поднимают из скважины и снова спускают колтюбинг и работы по глинокислотной обработке повторяют аналогично проведенным работам через первый порт. Далее повторяют работы в зависимости от количества управляемых портов. После глинокислотной обработки последнего запланированного интервала последний управляемый порт закрывают, а продукты реакции вымывают из скважины газоконденсатом.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для локального прогноза зон рапопроявлений. Сущность: проводят сейсморазведочные работы методом общей глубинной точки. Сопоставляют структурные планы над- и подсолевых отложений. Выявляют антиклинальные поднятия со смещенными структурными планами по над- и подсолевым отложениям. Выявляют наиболее приподнятые участки этих поднятий по кровле подсолевых отложений. Бурят скважину в контуре свода антиклинального поднятия вне замка свода. Выделяют межсолевые рапонасыщенные пласты коллектора по комплексу скважинных геофизических исследований. На участке межпластового срыва в аллохтонном крыле и осевой области перегиба линейного антиклинального поднятия проводят площадные геофизические электроразведочные работы методом зондирования становлением поля в ближней зоне (ЗСБ). По результатам ЗСБ выделяют пласт-проводник и в нем зоны градиентного перехода с резким изменением геоэлектрических параметров проводимости и сопротивления рапонасыщенного пласта-коллектора. По выделенным зонам определяют контуры потенциальной рапоносной зоны, которую отождествляют с зоной рапопроявлений в границах присводовой и аллохтонной части линейного антиклинального поднятия. Технический результат: прогнозирование локальных зон рапопроявлений для горно-геологических условий платформенных областей. 2 ил.
Изобретение относится к области геологии, а именно к прогнозу распределения рапоносных структур с аномально высоким давлением флюидов (АВПД) в геологическом разрезе осадочного чехла платформ и областей их сочленения с краевыми прогибами. Изобретение включает проведение полевых геофизических исследований (сейсморазведочных работ - метод определения глубинной точки (МОГТ)), бурение скважины, проведение геофизических исследований в открытом стволе, вертикальное сейсмопрофилирование (ВСП). По данным сейсморазведочных работ МОГТ в галогенно-карбонатной толще осадочного чехла выявляют область шарьяжно-надвиговых дислокаций с картированием фронтальной части сорванной надвиговой пластины, ограниченной по фронту аллохтонной линейной антиклиналью. Уточняют внутреннее строение пакета сорванных и перемещенных пластин аллохтона в надвинутом крыле. При этом всю толщу карбонатных пропластков зоны влияния детачмента в контуре надвинутой пластины аллохтонной антиклинали с зоной развития вторичных трещинных коллекторов в трещинных карбонатных межсолевых пластах отождествляют с потенциально опасной зоной вероятного рапопроявления с АВПД насыщающей флюидной системы (рапа, газ). Затем по комплексу данных геофизических исследований скважин (ГИС) и ВСП выявляют зоны анизотропии акустических свойств, интерпретируя их как участки развития аномально-гидропроводного коллектора жильного типа, которые отождествляют с зонами локализации высокодебитных обьектов, фонтаноопасных для бурения скважин в межсолевых карбонатных пластах. Технический результат – повышение технологической надежности разработки залежи нефти и газа. 2 ил.
СПОСОБ ПРОГНОЗА ПАРАМЕТРОВ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ // 2598979
Изобретение относится к способам комплексной интерпретации данных сейсморазведки и может быть использовано для прогноза параметров газовых залежей. Сущность: используя данные сейсморазведки MOB ОГТ 2Д и 3Д, прогнозируют эффективную газонасыщенную толщину и литологическую неоднородность в газовых залежах апт-альб-сеноманского терригенного комплекса по кинематическим атрибутам. При этом прослеживают от двух и более отражающих горизонтов, один из которых расположен над газовой залежью, а другой или другие - ниже нее. Рассчитывают карты временной толщины ΔT и определяют связь кинематических аномалий интервального времени временной толщины ΔT с газонасыщенной толщиной Нэфг в скважинах. При этом при невысоком качестве горизонта, связанного с подошвой газовой залежи, проводят нормирование серии карт временной толщины ΔT и их сложение с целью усиления полезных аномалий, связанных с Нэфг, и нивелирования неинформативных случайных аномалий. В результате получают карту комплексного кинематического параметра, пересчитываемую по уравнению регрессии в прогнозную карту газонасыщенной толщины Нэфг. Из карты комплексного кинематического параметра выделяют составляющую высоты залежи и локальные аномалии второго порядка, связанные с литологической неоднородностью. Определяют связь карты локальных составляющих с параметром литологии. Изменяя параметры фильтрации тренда временной толщины ΔT, добиваются высокой сходимости локальных составляющих с параметром литологии, прогнозируют его распределение по площади сейсморазведки. Оценивают результат прогноза с априорной степенью литологической неоднородности. Распространяют прогноз на модель подсчета запасов и выделяют участки повышенной песчанистости и ожидаемой высокой продуктивности газовой залежи для планирования бурения эксплуатационных скважин. Технический результат: повышение достоверности прогноза основных параметров газовой залежи, снижение времени при оценке запасов и подготовке газовых залежей к эксплуатации за счет уменьшения количества разведочных скважин, уменьшение техногенной нагрузки на окружающую среду. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначается для гидравлического разрыва пласта, а жидкость-песконоситель можно использовать при гидропескойструйной перфорации
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ // 2477787
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности
