Патенты автора Поплыгин Владимир Валерьевич (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проектировании и контроле разработки нефтяных залежей. Согласно способу по данным геофизических исследований в скважинах и лабораторных исследований определяют пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, начальное пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры. По результатам гидродинамических исследований определяют проницаемость, радиусы дренирования скважин, время восстановления давления в скважине до пластового, площадь охвата пласта радиусами дренирования S1 и суммарную площадь залежи внутри водонефтяного контакта S2. По соотношению S1/S2 оценивают степень охвата залежи системой разработки. Техническим результатом является повышение точности прогноза областей дренирования скважин и области охвата пласта разработкой, упрощение способа. 4 ил., 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Способ оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки и обработку результатов замеров с определением коэффициента проницаемости. При обработке результатов замеров определяют значения коэффициентов проницаемости различными методами: методом касательной, дифференциальными и интегральными методами. Дополнительно определяют значения коэффициентов корреляции между Qж - дебитом жидкости до остановки скважины на исследование и значениями коэффициентов проницаемости, полученными различными методами. Затем строят уравнения регрессии между Qж и каждым из значений коэффициентов проницаемости, полученных разными методами. По наибольшему значению коэффициента детерминации R2 в уравнениях регрессии определяют наиболее достоверный способ оценки коэффициента проницаемости на конкретном месторождении. Изобретение позволяет достоверно оценить результаты интерпретации гидродинамических исследований и повысить точность определения значения проницаемости призабойной зоны скважины. 4 табл.
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях. Технический результат - сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов, снижение затрат пластовой энергии на движение флюидов с использованием биоразлагаемых полимеров и легко удалимых кольматантов. Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин содержит, мас.%: биополимер ксантанового типа марки xanthan gum FCC IV 0,15-0,22; модифицированный крахмал марки МК-Ф1 или МК-Б 1,8-2,5; кальцинированную и/или каустическую соду 0,1-0,2; карбонат кальция 3-10; хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или хлорид натрия 3-23; поверхностно-активное вещество ОП-10 0,1-0,2; воду - остальное. 3 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Техническим результатом является повышение точности определения показателей, характеризующих состояние призабойной зоны пласта. Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, и обработку результатов замеров. Причем при обработке результатов замеров определяют текущее пластовое давление методом произведения, проводят аппроксимацию данных результатов замеров, включающую при коэффициенте детерминации менее 0,99 разделение фактической кривой восстановления давления (КВД) на отдельные участки. Затем осуществляют подбор аппроксимирующих уравнений для выделенных участков, и деление всего периода проведения исследования на интервалы с постоянным шагом по времени. Рассчитывают для указанных интервалов значения забойного давления. Обрабатывают аппроксимированную КВД методом детерминированных моментов давления с определением пластового давления и безразмерного диагностического признака. Сравнивают полученное пластовое давление с давлением, определенным методом произведения. В случае, если они отличаются более чем на 0,3 МПа, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее по результатам определения пластового давления методом произведения оценивают степень восстановления забойного давления, полученного при исследовании скважины, и определяют коэффициент продуктивности скважины по режиму. Для уточнения положения обрабатываемого участка строят билогарифмический график. Выполняют обработку фактической и аппроксимированной КВД методом касательной с определением параметров удаленной зоны пласта. Сопоставляют результаты обработки фактической и аппроксимированной КВД методом касательной. В случае отличия коэффициентов проницаемости удаленной зоны пласта по фактической и аппроксимированной кривым, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее определяют скин-фактор для КВД с практически полным не менее 99% восстановлением давления и для недовосстановленных КВД. Оценивают состояние призабойной зоны пласта по значениям диагностического признака и скин-фактора. Для КВД, обработка которых методом касательной не может быть выполнена, производят обработку дифференциальным или интегральным методами с учетом послепритока, предварительно выполнив процедуру аппроксимации кривых восстановления затрубного и буферного давлений для равноудаленных значений времени. Определяют параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока, в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определяют размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта. Оценивают состояние призабойной и удаленной зон пласта по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта. 11 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может использоваться при проектировании и контроле показателей разработки нефтяных залежей
