Патенты автора Бураков Игорь Михайлович (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.
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.
