Патенты автора Галкин Владислав Игнатьевич (RU)
СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН С УЧЕТОМ АНИЗОТРОПИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД // 2768341
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке сложнопостроенных карбонатных нефтяных залежей, характеризующихся анизотропией проницаемости горных пород. Предлагаемый способ определения дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости горных пород включает определение обводненности продукции (W); газовый фактор (Гф); толщину пласта (h); глубину вскрытого интервала (Нвск); коэффициент пористости (kпор); затрубное давление (Рзатр); пластовое давление (Рпл); забойное давление (Рзаб); скин-фактор (S); вязкость нефти (μ); значение горизонтальной (kгор) и вертикальной (kверт) проницаемостей. Используя данные показатели без учета значений параметра Ркомп, рассчитывают дебит скважины :В случае использования в качестве классификатора значения Ркомп, которое рассчитывают по следующей формуле:, где Рин - индивидуальные вероятности P(h), Р(Нвск), Р(kпор) с учетом kгор и kверх; П - их произведение, класс модели дебита жидкости определяют: Ркомп>0,5 - модель дебита жидкости относят к первому классу, при Ркомп<0,5 - модель дебита жидкости относят ко второму классу, в соответствии с которыми рассчитывают дебит жидкости. Техническим результатом изобретения является повышение точности и достоверности определения дебита скважин, которые эксплуатируют сложнопостроенные карбонатные коллектора, характеризующиеся анизотропией проницаемости горных пород. 1 табл., 2 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 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 области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии. Сущность: из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии изготовляют стандартные цилиндрические образцы. Образцы экстрагируют от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии. Определяют коэффициент пористости, коэффициент абсолютной проницаемости по газу и вязкость нефти. Под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью. Насыщенный образец взвешивают в воздухе. Методом капилляриметрии производят вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности. Определяют коэффициент остаточной водонасыщенности. При этом после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно взвешивают его в воде, затем определяют объемную плотность горной породы, из которой состоит образец. Методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции образца. По дискриминантной функции определяют класс горной породы (I или II), из которой выполнен образец. Рассчитывают коэффициент вытеснения нефти с учетом класса горной породы. Технический результат: повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти водой для башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Башкирского свода // 2653178
Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода. Сущность: из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Башкирского свода изготовляют стандартные цилиндрические образцы. Образцы экстрагируют от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии. Определяют коэффициент пористости, коэффициент абсолютной проницаемости по газу и вязкость нефти. Под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью. Насыщенный образец взвешивают в воздухе. Методом капилляриметрии производят вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности. Определяют коэффициент остаточной водонасыщенности. При этом после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно взвешивают его в воде, затем определяют объемную плотность горной породы, из которой состоит образец. Методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции образца. По дискриминантной функции определяют класс горной породы (I или II), из которой выполнен образец. Рассчитывают коэффициент вытеснения нефти с учетом класса горной породы. Технический результат: повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти водой для башкирских карбонатных отложений Башкирского свода. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 3 табл.
