Патенты автора Пономарева Инна Николаевна (RU)
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при планировании гидравлического разрыва в карбонатных пластах, характеризующихся естественной трещиноватостью. Способ проведения гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах, характеризующихся естественной трещиноватостью, включает проведение комплекса гидродинамических исследований, при этом перед проведением гидравлического разрыва пласта на скважине проводят гидродинамические исследования методом неустановившихся отборов с последующим снятием кривой восстановления давления или уровня, по которым производят оценку наличия естественной трещиноватости. При подтверждении наличия естественной трещиноватости в пласте перед проведением гидравлического разрыва пласта на первом этапе осуществляют закачку жидкости разрыва при скорости 1,0 – 3,5 м3/мин для вовлечения дополнительного количества естественных трещин, расположенных в зоне дренирования скважины. На втором этапе жидкость разрыва закачивают со скоростью 2,0 – 3,5 м3/мин, уже в образованные на первом этапе трещины, для создания нескольких основных трещин; на заключительном этапе осуществляют закачку жидкости разрыва со скоростью 3,0 – 3,5 м3/мин для создания гидродинамической связи между трещинами, образовавшимися на первом и втором этапах, с пустотами, расположенными в удаленной части пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения гидравлического разрыва пласта в карбонатных породах, обладающих естественной трещиноватостью, и получении большего технологического эффекта - дополнительной добычи нефти. 10 ил.
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оценки параметров гидроразрыва пласта, в частности для определения размеров трещины ГРП и ее пространственного расположения. Согласно способу определение размеров трещины ГРП осуществляют по данным интерпретации материалов гидродинамических исследований скважин при неустановившихся режимах методом восстановления давления, пространственное расположение трещины при анализе изменения в поведении элемента системы разработки, в котором расположена скважина – объект гидроразрыва. Техническим результатом изобретения является возможность определения пространственного расположения трещины ГРП и ее геометрических параметров по геолого-промысловым данным, без привлечения дорогостоящих микросейсмических исследований. 7 ил.
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для прогнозирования пространственной ориентации трещин гидравлического разрыва пласта на этапе планирования мероприятия. Технический результат - повышение эффективности планирования гидравлического разрыва пласта и определение пространственной ориентации трещин гидравлического разрыва пласта без привлечения дорогостоящих микросейсмических и геофизических исследований. В способе прогнозирования пространственной ориентации трещины гидравлического разрыва пласта непосредственно перед проведением гидравлического разрыва пласта на скважине-объекте гидроразрыва и в зоне дренирования каждой из скважин элемента системы разработки определяют пластовое давление, осуществляют построение карты распределения пластового давления в пределах элемента системы разработки, в котором расположена скважина-объект гидроразрыва, с помощью которой до проведения гидравлического разрыва пласта определяют максимальные пластовые давления для зон дренирования скважин элемента разработки и в направлении этих скважин устанавливают приоритетное направление развития трещин гидравлического разрыва пласта. 3 ил., 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам прогнозирования продолжительности периода проведения гидродинамических исследований скважин методами кривой восстановления давления/уровня при первичных и текущих исследованиях низкопродуктивных скважин. Способ прогнозирования оптимальной продолжительности периода проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин включает регистрацию дебита жидкости (Qж), забойного (Рзаб) и пластового (Рпл) давлений, по которым рассчитывается текущий коэффициент продуктивности скважины по нефти (Kпрод=Qж/(Рпл-Рзаб)). Оптимальная продолжительность остановки скважины (Топт) устанавливается на основании зависимости: Топт=-57,9Ln(Kпрод)+298,52. Техническим результатом изобретения является разработка способа прогнозирования оптимальной продолжительности проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин, при котором обеспечивается получение достоверных данных фильтрационных характеристиках пласта и призабойной зоны по результатам интерпретации гидродинамических исследований скважин методами кривой восстановления давления/уровня. 1 ил., 2 табл.
Изобретение относится к способам определения текущего пластового давления без остановки скважин на исследование в процессе их эксплуатации. Техническим результатом является повышение точности определения текущего пластового давления при эксплуатирующейся скважине без ее остановки. Способ заключается в определении параметров нефтенасыщенных пластов: накопленная добыча воды (Qвн), начальное пластовое давление (Рплн) в зоне отбора скважины, продолжительность эксплуатации (Т) после ввода из бурения, забойное давление (Рзаб), скин-фактор (S), газовый фактор (Гф), начальная проницаемость коллектора (Kпронн) в зоне отбора данной скважины, дебит нефти (Qн), далее по значениям РплН и Т устанавливают скважинное пластовое давление РплТ-М модели по математической зависимости. Используя ранее установленные показатели Рплн, Т, Qвн, Рзаб, S, Гф, Kпронн и Qн методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z модели скважины по математической формуле. По дискриминантной функции Z определяют класс модели скважины: при Z>0 - модель скважины относят к первому классу, при Z<0 - модель скважины относят ко второму классу. Если построенная модель скважины относится к первому классу, рассчитывают пластовое давление модели скважины РплТ-М1 по математической формуле. В случае отнесения модели скважины ко второму классу рассчитывают пластовое давление модели скважины РплТ-М2 по математической формуле. Используя ранее полученные значения РплТ-М и РплТ-М1 или РплТ-М2, производят расчет текущего пластового давления эксплуатирующейся скважины по математической формуле. 1 ил.
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 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.
