Патенты автора Колонских Александр Валерьевич (RU)
Изобретение относится к способу разработки нефтяных сверхнизкопроницаемых залежей. Осуществляют бурение горизонтальных скважин с рядным размещением горизонтальных стволов в направлении начальных минимальных горизонтальных напряжений пласта. Производят цементирование хвостовиков для разобщения заколонных интервалов. Определяют оптимальное количество трещин ГРП на основании длины горизонтального участка ствола скважины, геологических и геомеханических особенностей объекта, технологии выполнения ГРП. Рассчитывают траектории развития трещин ГРП с учетом поворота траектории трещин ГРП на основании расчета напряженно-деформированного состояния в области горизонтальных скважин. Выполняют во всех скважинах поперечно-направленный многостадийный гидроразрыв пласта. В горизонтальных стволах устанавливают пакерные установки для изолирования друг от друга чередующихся добывающих и нагнетательных трещин ГРП. Осуществляют одновременно в каждой скважине добычу флюида и нагнетание жидкости через разобщенные порты по двум независимым каналам. В первом канале располагают электроцентробежный насос для добычи флюида, а по второму каналу осуществляют нагнетание жидкости при забойном давлении, не превышающем давление разрыва пласта. Технический результат изобретения заключается в повышении коэффициента извлечения нефти и сокращении времени достижения его максимального значения. 7 ил.
Изобретение относится к способу разработки нефтяных низкопроницаемых залежей. Определяют направления начальных максимальных горизонтальных напряжений пласта. Производят бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с рядным размещением параллельно через один и ориентацией стволов в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта. Осуществляют разобщение заколонных интервалов в добывающих скважинах. Проводят гидроразрыв пласта во всех нагнетательных скважинах. Запускают нагнетательные скважины в работу с закачкой жидкости при давлении, превышающем давления смыкания трещин гидроразрыва пласта. В добывающих горизонтальных скважинах разобщают заколонные интервалы цементированием хвостовиков. На основании расчета напряженно-деформированного состояния в области добывающих горизонтальных скважин оценивают необходимое время закачки от момента запуска нагнетательных горизонтальных скважин в закачку. После достижения условий изменения напряженно-деформированного состояния пласта в области добывающих горизонтальных скважин перфорируют их зацементированные хвостовики, выполняют гидроразрыв пласта с последующим запуском их в работу. Технический результат заключается в снижении темпов падения добычи нефти и повышении конечного коэффициента извлечения нефти. 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей нетрадиционных коллекторов нефтематеринских толщ баженовской свиты. Заявлен способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах, который включает проведение исследований скважин, комплексный анализ и интерпретацию результатов исследования керна, верификацию параметров, построение карт и их совместный анализ. Согласно предлагаемому способу получают значения коэффициента Пуассона и модуля Юнга в нефтематеринском пласте, вышележащем и нижележащем флюидоупорах, значения коэффициента Пуассона осредняют по мощности внутри интервалов нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, находят его эффективные значения для каждого интервала скважины и строят карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров. Рассчитывают индекс хрупкости в интервале нефтематеринского пласта, выделяют интервалы хрупких зон с индексом хрупкости ≥0,5, суммируют их, находят общие толщины хрупких зон для каждой скважины, строят карту толщин хрупких зон нефтематеринского пласта. В качестве исследований керна проводят его лабораторный пиролиз, на основании которого устанавливают тип керогена, определяют его кинетический спектр, термическую историю нефтематеринского пласта и историю погружения его кровли от момента его формирования до современного состояния. На основании данных 3Д сейсморазведки и геофизических исследований строят карту современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карты общих толщин нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров. На основании данных промыслово-геофизических исследований строят карты плотности породы нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров и карту современных пластовых температур нефтематеринского пласта, карту концентрации керогена в нефтематеринском пласте в палеоусловиях на основе данных лабораторного пиролиза керна. Верифицируют соответствие кинетического спектра керогена термической истории нефтематеринского пласта на основе численного моделирования кинетики термического разложения керогена по определенной ранее термической истории нефтематеринского пласта, затем проводят численное моделирование лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории нефтематеринского пласта, при этом сопоставляют расчетные значения степени реализации генерационного потенциала керогена и аналогичные значения, рассчитанные по данным лабораторного пиролиза керна по конкретным скважинам. Проводят численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте и строят карту потенциального порового давления в нефтематеринском пласте. На основании карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карты потенциального порового давления в нефтематеринском пласте строят карту расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте, проводят ее совместную обработку с картой толщин хрупких зон нефтематеринского пласта путем ранжирования интервалов значений расчетных коэффициентов аномальности порового давления не менее чем на 3 диапазона и толщин хрупких зон не менее чем на 3 диапазона. Пересчитывают карты расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта в соответствующие карты дискретных индексов за счет замены фактических значений параметров значениями дискретного индекса для соответствующих интервалов в порядке возрастания их значений, при этом наиболее перспективными считают зоны, в которых одновременно выполняются условия достижения максимумов значений аномальности порового давления и толщин хрупких зон в нефтематеринском пласте, с дальнейшим снижением дискретного индекса перспективности по мере убывания значений диапазонов аномального порового давления и толщин хрупких зон, пересекающихся на картах расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта, и на основании этого условия строят дискретную карту перспективных зон, ранжированных по приоритету перспективности, где максимальный дискретный индекс перспективности соответствует наиболее перспективным зонам. Технический результат - повышение точности локализации перспективных зон с точки зрения разработки в нефтематеринских толщах с учетом степени зрелости нефтематеринской породы и процессов первичной миграции подвижных углеводородов. 13 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей нетрадиционных коллекторов нефтематеринских толщ баженовской свиты. Заявлен способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах, который включает проведение исследований скважин, комплексный анализ и интерпретацию результатов, исследования керна, верификацию параметров, построение карт и их совместный анализ. Согласно предлагаемому способу получают значения коэффициента Пуассона в нефтематеринском пласте, осредняют его значение по мощности внутри интервала нефтематеринского пласта, находят его эффективное значение для каждой скважины и строят карту значений коэффициента Пуассона. Устанавливают тип керогена с его кинетическим спектром, определяют термическую историю нефтематеринского пласта. Строят карту глубин современного залегания кровли нефтематеринских отложений, карту современных пластовых температур нефтематеринского пласта, карту концентрации керогена в породах нефтематеринских отложений в палеоусловиях. Верифицируют соответствие кинетического спектра керогена термической истории нефтематеринского пласта на основе численного моделирования кинетики процесса термического разложения керогена по определенной ранее термической истории нефтематеринского пласта. Затем проводят численное моделирование процесса лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории, сопоставляют расчетные значения степени реализации генерационного потенциала керогена и аналогичные значения, рассчитанные по данным лабораторного пиролиза керна по конкретным скважинам. Осуществляют численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте и строят карту потенциально достижимого порового давления в нефтематеринских отложениях на основе кинетики преобразования керогена и материального баланса. На основании карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта и карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта строят карту давления трещинообразования в нефтематеринском пласте. Затем поточечно сравнивают ее с картой потенциально достижимого порового давления и выявляют перспективные зоны, в которых поровое давление достигает значений, равных давлению трещинообразования, при этом давление трещинообразования определяют на основании напряженно-деформированного состояния нефтематеринского пласта для модели разрыва на поверхности сферической поры. Технический результат - повышение точности определения локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах с учетом степени зрелости нефтематеринской породы. 9 ил.
Способ проведения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах // 2732905
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных залежей. Способ проведения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в горизонтальной скважине с ранее выполненным многостадийным гидравлическим разрывом включает выявление на основе текущих физико-динамических и геомеханических характеристик пласта и пластового флюида как минимум одной трещины с низкой эффективностью эксплуатации, обусловленной низкой проницаемостью. Остановку эксплуатации скважины и закачку в нее жидкости с забойным давлением, не превышающим давление разрыва пласта. При этом предварительно осуществляют численный расчет напряженно-деформированного состояния во всех трещинах скважины методом конечных элементов и определяют давления смыкания трещин в зависимости от изменения пластового давления в районе портов компоновки скважины. Закачку осуществляют до того момента времени, пока давления смыкания трещин с высокой проницаемостью станут выше, чем в выявленной трещине с низкой проницаемостью. Затем закачку жидкости в скважину останавливают и выполняют операцию гидравлического разрыва пласта, приводящего к течению геля гидроразрыва в область пониженных давлений смыкания и последующей раскольматации трещины с низкой проницаемостью и низкой эффективностью эксплуатации, после чего горизонтальную скважину запускают в работу. Технический результат заключается в повышении эффективности извлечения нефти из горизонтальной скважины с множественными трещинами ГРП за счет проведения повторного управляемого ГРП, обеспечивающего преобразование напряженно-деформированного состояния пласта для раскольматации трещины с низкой эффективностью эксплуатации. 6 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для увеличения продуктивности добывающих или приемистости нагнетательных скважин, а именно как способ гидравлического разрыва нефтяного, газового или газоконденсатного пласта (ГРП) с использованием легкого расклинивающего наполнителя-проппанта. ГРП осуществляют с использованием расклинивающего наполнителя-проппанта, представляющего собой материал из метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов. Перфорацию проводят в зоне с максимальным нефте- и газонасыщением. ГРП проводят в четыре этапа, где на первом этапе проводят закачку технической воды с плотностью, равной плотности материала из метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов. На втором этапе, когда расстояние от интервала перфорации до верхнего обводненного пропластка составляет менее 3 м, проводят закачку технической воды с плотностью большей, чем плотность материала из метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов или закачку нефтяного дистиллята, в случае, когда расстояние от интервала перфорации до нижнего обводненного пропластка составляет менее 3 м, с добавлением проппанта в количестве 1/3 ч от его общей массы, с постепенным увеличением их массовой концентрации в смеси от 40 до 300 кг/м3. На третьем этапе проводят закачку технической воды с плотностью, равной плотности материала из метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов, с добавлением оставшихся 2/3 ч от общей массы проппанта, рассчитанной для закачки. Частицы проппанта добавляют в техническую воду с постепенным увеличением их массовой концентрации от 300 до 800 кг/м3. На четвертом этапе проводят продавку смеси жидкости с проппантом технической водой с плотностью, равной плотности материала из метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов, в объеме, равном объему скважины до верхних отверстий перфорации. Технический результат заключается в повышении нефте-, газо- или газоконденсатоотдачи после выполнения ГРП за счет избирательного перфорирования пласта в зоне с максимальным нефте- или газонасыщением и контролируемого развития трещины ГРП по высоте. 3 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении характера насыщения коллекторов. Сущность: способ определения насыщенности пласта включает проведение геофизических исследований скважины и лабораторных исследований керна, последующий расчет по выбранной капиллярной модели насыщения коэффициентов водонасыщенности по разрезу пласта и построение электрической модели насыщения, по которой определяют значения удельного электрического сопротивления, соответствующие полученным по капиллярной модели коэффициентам водонасыщенности. Затем, используя процедуру конволюции удельного электрического сопротивления по разрезу пласта с вертикальной характеристикой прибора индукционного каротажа, получают модельную кривую индукционного каротажа. Посредством подбора параметров капиллярной модели насыщения минимизируют расхождение кривой индукционного каротажа, зарегистрированной в скважине, и кривой, полученной в результате моделирования. Насыщенность пласта определяют по капиллярной модели с использованием подобранных параметров. Технический результат: повышение точности и достоверности определения насыщенности пластов. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением повторного гидравлического разрыва пласта (ГРП) с изменением направления трещины ГРП. Способ включает построение гидродинамической и геомеханической модели месторождения, определяя значения минимального горизонтального регионального напряжения, максимального горизонтального регионального напряжения, а также первоначальное направление максимального локального напряжения, проведение на добывающей скважине сразу после бурения стандартного комплекса геофизических исследований и акустического зондирования или акустического каротажа для определения механических параметров пласта, последующего перфорирования скважины и операции первого ГРП с образованием закрепленной трещины. Далее запускают скважину в работу и в процессе работы добывающей скважины периодически проводят расчет величин минимального Σmin и максимального Σmax горизонтального напряжения и направления максимального локального напряжения в окрестности добывающей скважины на основании построенной гидродинамической модели пласта с учетом фильтрационных свойств пласта, механических свойств формации, работы скважин окружения, а также первоначальных значений минимального и максимального горизонтального напряжения пласта. Повторный гидроразрыв проводят по достижении следующих условий: Σmax-Σmin>T/3, где Т - прочность породы на растяжение, и изменение направления максимального локального напряжения относительно первоначального более чем на 15°. Технический результат заключается в повышении эффективности добычи нефти путем проведения на добывающих скважинах повторного ГРП с созданием на них дополнительных трещин. 4 ил.
Способ определения величины максимального горизонтального напряжения нефтегазового пласта // 2660702
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для определения величины максимального горизонтального напряжения в продуктивных пластах нефтегазовых месторождений для выбора оптимальной технологии бурения и эксплуатации скважин. Способ включает проведение высокоскоростного малообъемного гидравлического разрыва пласта, при этом используют две соседние вертикальные скважины, в одной из которых производят направленную перфорацию и последующий высокоскоростной малообъемный гидравлический разрыв пласта в направлении минимального горизонтального напряжения с определением давления разрыва, в другой скважине производят направленную перфорацию и последующий высокоскоростной малообъемный гидравлический разрыв пласта в направлении максимального горизонтального напряжения с определением давления разрыва и давления закрытия незакрепленной трещины, которое равно минимальному горизонтальному напряжению, после чего по данным параметрам рассчитывают величину максимального горизонтального напряжения. Способ позволяет применять стандартное оборудование для проведения операции гидроразрыва пласта, не требует проведения дополнительных исследований для определения параметров гидроразрыва пласта, в расчетах используют параметры, которые измеряют в ходе проведения соответствующих промысловых испытаний. При этом значительно снижается ограничение по глубине скважины, что расширяет функциональные возможности способа.
Способ разработки низкопроницаемой залежи // 2624944
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей. Разработку нефтяных залежей ведут системой наклонно направленных нагнетательных и добывающих скважин с нагнетательной скважиной с ГРП в центре и добывающими с ГРП вокруг. На добывающих и на нагнетательных скважинах сразу же после бурения проводят ГРП и пускают скважины в работу. Определяют первоначальное направление максимального горизонтального напряжения залежи. В разбуренных зонах уплотняют сетку скважин размещением стволов добывающих горизонтальных скважин в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи. Середину длины горизонтального ствола скважины располагают в одном ряду с наклонно направленными скважинами. Все добывающие наклонно направленные скважины, расположенные напротив середины длины горизонтального ствола, переводят в нагнетание. Закачку жидкости на всех наклонно направленных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола скважин, ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта. Многостадийный ГРП в горизонтальных скважинах для задания направления трещин гидравлического разрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов проводят на этапе, когда соседние наклонно направленные скважины существующей системы разработки, размещенные напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, уже пущены в нагнетание. Оценку необходимого времени проведения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах от момента запуска соседних наклонно направленных скважин в нагнетание проводят на основании расчетов напряженно-деформированного состояния залежи в геомеханическом симуляторе. После проведения многостадийного ГРП горизонтальные скважины запускают в работу. Технический результат заключается в повышении рентабельности разработки разбуренных низкопроницаемых залежей. 6 ил.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к разработке газовых низкопроницаемых залежей с подстилающей контурной водой. Технический результат - повышение эффективности размещения скважин за счет учета участков с ненулевой эффективной газопроницаемостью. По способу на базе лабораторных исследований по определению зависимости капиллярного давления от водонасыщенности на образцах с различной проницаемостью строят зависимость эффективной проницаемости от эффективной пористости по газу. Затем строят J-функцию Леверетта и находят зависимость водонасыщенности - газонасыщенности от уровня газоводяного контакта - ГВК, пористости и проницаемости. Далее строят карты проницаемости, пористости, поверхности ГВК и водонасыщенности. На основе карт пористости и водонасыщенности строят карту эффективной пористости по газу. На основе карты эффективной пористости по газу строят карту эффективной газопроницаемости. Накладывают квадратную сетку на карту эффективной газопроницаемости и выделяют ячейки с ненулевыми значениями эффективной газопроницаемости, которые будут представлять собой дренируемую газовую зону. Располагают скважины в центральной - сводовой - части залежи. При размещении скважин учитывают недренируемые площади газоносности. 1 пр., 8 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей включает бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах. Размещают ряды нагнетательных и добывающих скважин параллельно и с чередованием через один в направлении максимальных горизонтальных напряжений пласта. При этом добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами в направлении максимальных горизонтальных напряжений с проведением на них многостадийного ГРП. Техническим результатом является увеличение темпов отбора нефти и снижение плотности сетки скважин. 3 ил., 2 пр.
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАСТОЙНЫХ И СЛАБОДРЕНИРУЕМЫХ НЕФТЯНЫХ ЗОН В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ // 2524719
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных низкопроницаемых месторождений. Техническим результатом является определение местоположения застойных и слабодренируемых нефтенасыщенных участков нефтяных низкопроницаемых залежей. Способ включает проведение фильтрационных экспериментов на кернах в стационарном режиме, построение зависимости скорости фильтрации жидкости от градиента давления, определение предельного градиента давления, соответствующего изменению характера фильтрации жидкости. Дополнительно проводят фильтрационные эксперименты на кернах различной проницаемости в нестационарном режиме, находят зависимость предельного градиента давления от проницаемости, строят карту модуля градиента пластового давления и карту проницаемости. Наносят квадратную сетку на карту модуля градиента пластового давления и карту проницаемости, оценивают для каждой ячейки сетки значения модуля градиента пластового давления и коэффициента проницаемости, по зависимости предельного градиента давления от проницаемости вычисляют для каждой ячейки сетки значения предельного градиента давления, сравнивают полученные в ячейках значения предельного градиента давления со значениями модуля градиента пластового давления, выделяют ячейки, где модуль градиента пластового давления ниже значения предельного градиента давления, которые будут представлять собой застойную или слабодренируемую зону нефтяной залежи. 9 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Обеспечивает снижение темпов падения добычи нефти добывающими скважинами и увеличение коэффициента извлечения нефти.
Сущность изобретения: способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, выполнение многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) и, согласно изобретению, параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно-направленных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП. При этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, ГРП и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу: ближайшие добывающие горизонтальные скважины в соседних рядах - в добычу, ближайшие нагнетательные скважины в ряду - в закачку, причем закачку жидкости на наклонно-направленных нагнетательных скважинах ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта. 7 ил., 1 пр.
