Патенты автора Муртазин Рамиль Равилевич (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.
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 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.
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.
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДРЕНИРУЕМОЙ ШИРИНЫ ТРЕЩИНЫ ГИДРОРАЗРЫВА И СТЕПЕНИ ОСЕДАНИЯ ПРОППАНТА В НЕЙ // 2585296
Изобретение относится к области гидроразрыва подземного пласта (ГРП) и, в частности, к определению геометрии дренируемой части трещины и степени оседания проппанта в трещине ГРП в продуктивной зоне пласта. Технический результат - повышение достоверности определения ширины дренируемой части пласта, а также степени оседания проппанта в дренируемой трещине ГРП. По способу определяют профиль притока пластового флюида трещины гидроразрыва, число интервалов притока и их интенсивность. Затем создают численную гидродинамическую модель течения пластового флюида и адаптируют ее по данным промыслово-геофизических исследований, затем рассчитывают градиент давления в трещине ГРП в прискважинной зоне на момент определения профиля притока. Проводят исследования на проппантной пачке с целью определения зависимости проницаемости трещины ГРП от ее ширины. Составляют уравнение фильтрации пластового флюида и решают для каждого интервала притока флюида, в результате чего определяют дренируемую ширину трещины гидроразрыва в прискважинной зоне во всем интервале притока. Рассчитывают степень оседания проппанта как отношение разности геометрического центра и центра распределения интервалов притока к разности координат верхнего и нижнего интервалов притока. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.
