Патенты автора Торопов Константин Витальевич (RU)
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.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с использованием горизонтальных скважин, где добычу нефти осуществляют из пласта со слабосцементированным коллектором. Технический результат - обеспечение стабильной работы скважины при максимально допустимой депрессии. Способ эксплуатации предусматривает обработку призабойной зоны скважин химическими составами, повышающими прочность пород. При освоении добывающих скважин отработку на добычу на минимальном дебите осуществляют до очистки призабойной зоны зафильтровой системы от мелких несцементированных частиц путем выноса их на поверхность в течение не менее суток. Затем осуществляют вывод скважины на целевое забойное давление с начальной скоростью изменения давления не более 2 атм в сутки. Скорость снижения забойного давления постоянно уменьшают по мере снижения величины текущего забойного давления до уменьшения концентрации мелких несцементированных частиц. При этом целевое забойное давление определяют по результатам совмещенного геомеханико-гидродинамического моделирования на основе распределения петрофизических свойств пласта вдоль ствола скважины, полученного по результатам интерпретации геофизических исследований и уточненного в процессе вывода скважины на режим. В качестве петрофизических свойств пласта вдоль ствола скважины используют, в частности, пористость и проницаемость пород пласта. Геомеханико-гидродинамическим моделированием устанавливают связь между созданными нагрузками при снижении забойного давления, деформацией пород и их разрушением вблизи скважины и на удалении - в области воронки давления. На нагнетательных скважинах осуществляют отработку на добычу в течение 3-6 месяцев до снижения рисков формирования каналов фильтрации. Забойное давление в этих скважинах снижают до появления признаков разрушения пород. В результате уточняют вышеупомянутое геомеханико-гидродинамическое моделирование и целевое забойное давление. 3 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 гидроразрыву нефтяного, газового и газоконденсатного пласта. В способе гидроразрыва нефтяного, газового или газоконденсатного пласта, включающем закачивание в пласт несущей жидкости гидроразрыва, добавление к несущей жидкости гидроразрыва расклинивающего полимерного наполнителя, осуществляют закачку смеси расклинивающего полимерного наполнителя - проппанта, представляющего собой материал из метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов, и несущей жидкости гидроразрыва - гуаровом геле при концентрации проппанта от 40 до 600 кг/м3 с расходом закачки несущей жидкости гидроразрыва и смеси проппанта от 1,5 до 10 м3/мин. Технический результат - обеспечение притока целевой продукции к скважине при отсутствии в ней воды из нецелевого пласта. 4 з.п. ф-лы, 2 ил., 4 пр.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, конкретно к разработке месторождений со слабосцементированным коллектором. В способе полимерного заводнения в слабосцементированном коллекторе, включающем закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера заданной концентрации, применяют в 1,5-2 раза более плотную сетку скважин, чем при закачке воды, до начала закачки осуществляют отработку нагнетательных скважин в течение не менее 3-х месяцев, после чего начинают закачку водного раствора полимера при начальной концентрации полимера не более 30% от заданной, постепенно повышая концентрацию полимера до заданной, обеспечивая при этом требуемый уровень приемистости нагнетательных скважин в пределах максимально допустимого забойного давления, а для приготовления водного раствора полимера используют высокомолекулярные синтетические полимеры, обладающие псевдопластическими свойствами. Изобретение развито в зависимом пункте. Технический результат - увеличение объема дополнительной добычи нефти в максимально короткие сроки, с сохранением структуры порового пространства слабосцементированного коллектора. 1 з.п. ф-лы.
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.
