Способ контроля разработки нефтегазоконденсатного многопластового месторождения


 


Владельцы патента RU 2536721:

Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам контроля разработки нефтегазоконденсатных многопластовых месторождений. Технический результат - повышение точности определения оптимального технологического режима эксплуатации скважин, шлейфов и установки комплексной подготовки газа по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу. Способ контроля разработки нефтегазоконденсатного многопластового месторождения включает определение на основе данных сейсморазведки и разведочно-эксплуатационного бурения глубины залегания, площадей и эффективных мощностей залежи, построение структурных карт, выполнение детальной межскважинной корреляции с уточнением границ глинизации, выклинивания пластов и тектонических нарушений, определение по данным стандартных и специальных экспериментов с керновым материалом фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, определение по данным замеров, выполненных глубинным манометром, начальных давления и температуры в пласте, а по результатам лабораторных исследований на газоконденсатную характеристику - определение начального состава и свойств углеводородной системы, насыщающей пласт, выполнение в процессе промышленной эксплуатации месторождения мониторинга показателей разработки, который включает измерение забойного давления и температуры, расходов газовой и жидкой фаз в системе добычи, внутрипромыслового транспорта и подготовки углеводородной продукции, проведение газодинамических, газоконденсатных и промыслово-геофизических исследований. После этого производят анализ результатов мониторинга разработки, создают на основе композиционного подхода численную фильтрационную модель месторождения, адаптацию которой осуществляют в два этапа. Каждый из этапов представляет собой строгий алгоритм действий, исключающий влияние каждого последующего шага адаптации на результаты предыдущего. На первом этапе производят настройку материального баланса углеводородных псевдокомпонентов в залежи, который предусматривает соблюдение сходимости объемной и массовой добычи пластового газа в целом по объекту с учетом значений пластового давления. На втором этапе осуществляют настройку модели на данные длительной эксплуатации скважин. При этом в качестве параметров контроля качества модели выступают значения забойных и устьевых давлений, групповой добычи пластового газа. Дополнительными параметрами контроля выступают распределение добычи по скважинам с учетом результатов газоконденсатных исследований, профиль притока в соответствии с промыслово-геофизическими исследованиями, значения пластового давления по скважинам, получаемые по данным гидродинамических исследований. Адаптированную данным способом модель, отражающую специфику фильтрации и фазовых переходов в нефтегазоконденсатных системах, запускают на расчет прогноза технико-экономических показателей разработки и, в результате, на ее основании рассчитывают технологические режимы эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу, обеспечивающие высокие конечные коэффициенты извлечения из недр углеводородной продукции.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам контроля разработки нефтегазоконденсатных многопластовых месторождений.

Известен способ контроля за разработкой, который предусматривает реализацию геолого-промысловых и лабораторных исследований, направленных на получение информации о физических и химических свойствах пластовых флюидов и вмещающих их пород-коллекторов [Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию скважин и пластов. М.: Недра, 1980, 301 с.].

Недостаток способа в том, что он предусматривает исследование характеристик отдельных компонент системы разработки, не позволяя учитывать их взаимное влияние, что сказывается на точности определения оптимального технологического режима эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу.

Известен способ контроля за разработкой, который включает проведение геофизических исследований скважин (ГИС), геологопромысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов ГИС, построение детальной объемной геологогидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС с построением профилей и блок-диаграмм выработки запасов, позволяющих отслеживать текущую структуру запасов, на основании которых планируют дальнейшие геолого-технические мероприятия [Патент РФ №2135766].

Недостаток данного способа в том, что он не предусматривает определенность выбора настроечных параметров и алгоритма проведения адаптации фильтрационной модели. При этом повышается неопределенность данных в модели и снижается точность и достоверность прогноза показателей разработки, а следовательно, и определения оптимального технологического режима эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу.

Предлагаемый способ контроля разработки нефтегазоконденсатного многопластового месторождения направлен на решение задачи оптимизации регулирования разработки с целью повышения коэффициента извлечения углеводородов.

Техническим результатом применения данного способа является повышение точности определения оптимального технологического режима эксплуатации скважин, шлейфов и установки комплексной подготовки газа (УКПГ) по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу.

Технический результат достигается тем, что способ контроля разработки нефтегазоконденсатного многопластового месторождения включает определение на основе данных сейсморазведки и разведочно-эксплуатационного бурения глубины залегания, площадей и эффективных мощностей залежи, построение структурных карт, выполнение детальной межскважинной корреляции с уточнением границ глинизации, выклинивания пластов и тектонических нарушений, определение по данным стандартных и специальных экспериментов с керновым материалом фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, определение по данным замеров, выполненных глубинным манометром, начальных давления и температуры в пласте, а по результатам лабораторных исследований на газоконденсатную характеристику-определение начального состава и свойств углеводородной системы, насыщающей пласт, выполнение в процессе промышленной эксплуатации месторождения мониторинга показателей разработки, который включает измерение забойного давления и температуры, расходов газовой и жидкой фаз в системе добычи, внутрипромыслового транспорта и подготовки углеводородной продукции, проведение газодинамических, газоконденсатных и промыслово-геофизических исследований, после чего производят анализ результатов мониторинга разработки, создают на основе композиционного подхода численную фильтрационную модель месторождения, адаптацию которой осуществляют в два этапа, каждый из которых представляет собой строгий алгоритм действий, исключающий влияние каждого последующего шага адаптации на результаты предыдущего, на первом этапе производят настройку материального баланса углеводородных псевдокомпонентов в залежи, который предусматривает соблюдение сходимости объемной и массовой добычи пластового газа в целом по объекту с учетом значений пластового давления, на втором этапе осуществляют настройку модели на данные длительной эксплуатации скважин, при этом в качестве параметров контроля качества модели выступают значения забойных и устьевых давлений, групповой добычи пластового газа, дополнительными параметрами контроля выступают распределение добычи по скважинам с учетом результатов газоконденсатных исследований, профиль притока в соответствии с промыслово-геофизическими исследованиями, значения пластового давления по скважинам, получаемые по данным гидродинамических исследований, адаптированную данным способом модель, отражающую специфику фильтрации и фазовых переходов в нефтегазоконденсатных системах, запускают на расчет прогноза технико-экономических показателей разработки и, в результате, на ее основании рассчитывают технологические режимы эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу, обеспечивающие высокие конечные коэффициенты извлечения из недр углеводородной продукции.

Способ осуществляют следующим образом.

На основе данных сейсморазведки и разведочно-эксплуатационного бурения определяют глубину залегания, площади и эффективные мощности залежи, строят структурные карты, выполняют детальную межскважинную корреляцию с уточнением границ глинизации, выклинивания пластов и тектонических нарушений. По данным стандартных и специальных экспериментов с керновым материалом определяют фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. По данным замеров, выполненных глубинным манометром, устанавливают начальные пластовые условия в пласте: давление и температуру. По результатам лабораторных исследований на газоконденсатную характеристику определяют начальные состав и свойства углеводородной системы, насыщающей пласт.

В процессе промышленной эксплуатации месторождения осуществляют мониторинг показателей разработки, который включает измерение забойного давления и температуры, расходов газовой и жидкой фаз в системе добычи, внутрипромыслового транспорта и подготовки углеводородной продукции, газодинамические, газоконденсатные и промыслово-геофизические исследования.

После этого производят анализ результатов мониторинга разработки.

По результатам анализа создают численную фильтрационную модель месторождения.

Учитывая специфику поведения газоконденсатных систем, создание фильтрационной модели осуществляют с использованием композиционного подхода, учитывающего компонентный состав углеводородной системы, ее физические свойства, основанного на использовании кубического уравнения состояния, который позволяет получить значения концентраций углеводородных компонентов в любой точке модели на всем временном интервале разработки.

Параметры, участвующие в настройке, имеют сложный взаимозависимый характер, поэтому адаптацию фильтрационной модели осуществляют в два этапа.

На первом этапе настраивают материальный баланс моделируемых углеводородных псевдокомпонентов в залежи, который предусматривает соблюдение сходимости объемной и массовой добычи пластового газа в целом по объекту с учетом значений пластового давления. Основным параметром, отвечающим за скорость массопереноса и изменение поля давления, является проницаемость коллектора. Поэтому настройка материального баланса производится модификацией проницаемости. Учитывая, что настройку осуществляют по значению общей добычи пластового газа по объекту и осредненному значению пластового давления в зоне отбора, адаптация на данном этапе носит скорее оценочный характер, позволяющий определить в целом поведение пластовой системы в процессе разработки.

На втором этапе адаптации выполняют настройку модели на данные длительной эксплуатации скважин. В качестве параметров контроля качества модели используют данные, характеризуемые наибольшей степенью достоверности: значения забойных и устьевых давлений, групповой добычи пластового газа по УКПГ. Для повышения точности настройки добавляют дополнительные параметры контроля, источником которых служат данные текущих промысловых и лабораторных исследований:

- распределение добычи по скважинам с учетом результатов газоконденсатных исследований;

- профиль притока в соответствии с промыслово-геофизическими исследованиями;

- значения пластового давления по скважинам (данные гидродинамических исследований).

Адаптированную данным способом модель, отражающую специфику фильтрации и фазовых переходов в нефтегазоконденсатных системах, используют для расчета прогноза технологических показателей разработки на перспективу.

Рассчитывают несколько вариантов разработки, из которых выбирают наиболее эффективный по технико-экономическим показателям и коэффициенту извлечения углеводорода. На основе выбранного варианта определяют оптимальные технологические режимы эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ.

Рассмотрим применение способа контроля на примере участка опытно-промышленной разработки многопластового нефтегазоконденсатного месторождения.

По результатам сейсморазведки и разведочно-эксплуатационного бурения 260 скважин определили следующие начальные геолого-физические характеристики залежи: размер площади залегания 170×70 км, глубины залегания продуктивных отложений 3500-4000 м, суммарные запасы составляют более 10 млрд тонн условного топлива, эффективные мощности отдельных пластов достигают 70-80 м; построили структурные карты, выполнили детальную межскважинную корреляцию с уточнением границ глинизации, выклинивания пластов и тектонических нарушений.

По данным стандартных и специальных экспериментов с керновым материалом выявили, что коллектор характеризуется низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС): коэффициент проницаемости составляет в среднем 2,2·10-3 мкм2, коэффициент открытой пористости 16÷20%; тип коллекторов - поровый и смешанный порово-трещинный.

По результатам замеров глубинным манометром определили начальные термобарические условия в пласте: аномально высокое значение начального пластового давления 62 МПа и температура 105-112°С.

По результатам лабораторных исследований на газоконденсатную характеристику определили начальный состав углеводородной пластовой системы, выявили, что система недонасыщена (давление начала конденсации составляет 52,9 МПа), с высоким значением потенциального содержания конденсата в пластовом газе (до 360 г/м3).

На участке месторождения в целях промышленной эксплуатации пробурено 6 скважин. В процессе эксплуатации на скважинах осуществляют мониторинг показателей разработки: забойного давления и температуры с помощью глубинных датчиков, расходов газовой и жидкой фаз в системе добычи, внутрипромыслового транспорта и подготовки углеводородной продукции. На протяжении разработки на скважинах периодически проводят газодинамические, газоконденсатные и промыслово-геофизические исследования.

Произвели анализ результатов мониторинга разработки и выполненных периодических исследований на текущий момент, на основе которого создали численную фильтрационную модель месторождения, необходимую для прогнозирования дальнейшего процесса разработки.

Моделирование выполняли с использованием композиционного симулятора, учитывающего состав углеводородной системы и фазовые процессы, происходящие при изменении термобарических условий.

Адаптацию модели осуществляли в два этапа.

На первом этапе настроили материальный баланс углеводородных компонентов. Для этого произвели модификацию зависимостей проницаемости от эффективной пористости для каждого пласта Кпр=f(mэфф) в пределах фактического диапазона изменения экспериментальных значений:

Исходная зависимость Кпр=f(mэфф) Модифицированная зависимость
Пласт 1 Кпр=0,00550,478mэфф Кпр=0,00550,465mэфф
Пласт 2 Кпр=0,00260,555mэфф Кпр=0,00430,523mэфф

где Кпр - проницаемость, мД

mэфф - эффективная пористось, %.

В результате сходимость по величине объемного отбора достигла 100%, при этом отклонение в величине массового отбора не превысило 2% и были достигнуты фактические темпы снижения моделируемого пластового давления в эксплуатационной зоне залежи.

На втором этапе настроили модель на данные длительной эксплуатации. В качестве параметров контроля качества настройки использовали значения забойных и устьевых давлений, а также суммарную массу, объем пластового газа по объекту. При адаптации учитывали результаты анализа текущих газодинамических, газоконденсатных и промыслово-геофизических исследований:

- на основе данных газоконденсатных исследований произвели перераспределение добычи пластового газа в пределах 10% между скважинами в соответствии с данными измерения дебита пластового газа на текущих технологических режимах эксплуатации;

- на основе данных промыслово-геофизических исследований настроили моделируемый профиль притока по пластам посредством задания в модели необходимого соотношения коэффициентов соединения скважины с пластами (″скин″-факторов): система представлена двумя пластами и фактическое соотношение их вкладов в общий объем добываемой продукции настроено с погрешностью менее 2%;

- по результатам анализа гидродинамических исследований получили значения пластового давления в районах отдельных скважин, что позволило использовать этот параметр в качестве дополнительного при контроле качества адаптации модели. Отклонение значения моделируемого пластового давления от фактического не превышает 5%.

В результате осуществления адаптации в два этапа и введения дополнительных параметров контроля качества, получили модель, отражающую специфику фильтрации фазовых переходов в нефтегазоконденсатных системах. Среднее отклонение расчетного значения от фактического по объемной добыче пластового газа в среднем составило минус 1,6%, по массовой добыче пластового газа - минус 1,9%. Различие в накопленной добыче пластового газа составило минус 1,62%, что позволило принять модель к использованию для расчета технологических показателей разработки на перспективу.

Рассчитали несколько вариантов разработки, из которых выбирали наиболее эффективный по технико-экономическим показателям и коэффициенту извлечения газа и конденсата. На основе выбранного варианта определили оптимальные технологические режимы эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ.

Использование данного способа контроля позволило увеличить конечный коэффициент извлечения конденсата, по сравнению с принятым к реализации вариантом разработки, на 4,1%.

Способ контроля разработки нефтегазоконденсатного многопластового месторождения включает определение на основе данных сейсморазведки и разведочно-эксплуатационного бурения глубины залегания, площадей и эффективных мощностей залежи, построение структурных карт, выполнение детальной межскважинной корреляции с уточнением границ глинизации, выклинивания пластов и тектонических нарушений, определение по данным стандартных и специальных экспериментов с керновым материалом фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, определение по данным замеров, выполненных глубинным манометром, начальных давления и температуры в пласте, а по результатам лабораторных исследований на газоконденсатную характеристику-определение начального состава и свойств углеводородной системы, насыщающей пласт, выполнение в процессе промышленной эксплуатации месторождения мониторинга показателей разработки, который включает измерение забойного давления и температуры, расходов газовой и жидкой фаз в системе добычи, внутрипромыслового транспорта и подготовки углеводородной продукции, проведение газодинамических, газоконденсатных и промыслово-геофизических исследований, после чего производят анализ результатов мониторинга разработки, создают на основе композиционного подхода численную фильтрационную модель месторождения, адаптацию которой осуществляют в два этапа, каждый из которых представляет собой строгий алгоритм действий, исключающий влияние каждого последующего шага адаптации на результаты предыдущего, на первом этапе производят настройку материального баланса углеводородных псевдокомпонентов в залежи, который предусматривает соблюдение сходимости объемной и массовой добычи пластового газа в целом по объекту с учетом значений пластового давления, на втором этапе осуществляют настройку модели на данные длительной эксплуатации скважин, при этом в качестве параметров контроля качества модели выступают значения забойных и устьевых давлений, групповой добычи пластового газа, дополнительными параметрами контроля выступают распределение добычи по скважинам с учетом результатов газоконденсатных исследований, профиль притока в соответствии с промыслово-геофизическими исследованиями, значения пластового давления по скважинам, получаемые по данным гидродинамических исследований, адаптированную данным способом модель, отражающую специфику фильтрации и фазовых переходов в нефтегазоконденсатных системах, запускают на расчет прогноза технико-экономических показателей разработки и, в результате, на ее основании рассчитывают технологические режимы эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу, обеспечивающие высокие конечные коэффициенты извлечения из недр углеводородной продукции.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, используемых при построении геологической модели нефтяного или иного месторождения.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, предназначенным для построения геологической модели нефтяного или иного месторождения, в частности, для определения коэффициентов корреляции для комплекса кривых ГИС и нахождения положений глубин маркера, для которых значение коэффициента корреляции является максимальным.
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к исследованиям газонасыщенных пластов. Способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность включает спуск на колонне бурильных труб или НКТ в скважину компоновки испытательного оборудования в виде испытателя пластов с пакером и геофизическими датчиками в заданный интервал исследования газонасыщенного пласта.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при изучении возможного взаимодействия в недрах земли пластовых вод и жидких производственных отходов при закачивании последних в глубокозалегающие водоносные пласты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных низкопроницаемых месторождений. Техническим результатом является определение местоположения застойных и слабодренируемых нефтенасыщенных участков нефтяных низкопроницаемых залежей.

Изобретение относится к способу и устройству для повышения добычи в месторождении, содержащем породу, которая включает в себя по меньшей мере один раскрываемый путем размельчения породы минерал ценного материала и по меньшей мере один другой минерал.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений. Техническим результатом является повышение эффективности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений за счет более полного и формализованного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Техническим результатом является повышение точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выделение интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценка скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины. В остановленной скважине осуществляют измерение температуры и определяют скорость изменения температуры на интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов, и на интервалах глубин, находящихся в непосредственной близости от продуктивных пластов. На интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов, выделяют участки, скорость изменения температуры в которых существенно выше скорости изменения температуры на интервалах глубин, находящихся в непосредственной близости от продуктивных пластов. Создают численную модель изменения температуры в остановленной скважине, учитывающую влияние фильтрации пластового флюида на скорость изменения температуры в остановленной скважине, сравнивают результаты измерений с результатами численного моделирования и по наилучшему совпадению результатов измерений и результатов моделирования определяют скорость фильтрации пластовых флюидов на интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов. 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения оптимальной депрессии на нефтяной пласт. Техническим результатом является повышение точности определения оптимальной депрессии на пласт. Способ включает снятие индикаторной диаграммы зависимости дебита скважины от депрессии на пласт и определение максимума зависимости, соответствующего оптимальной депрессии. Снимают зависимость упруго-деформационной характеристики, например скорости распространения упругой волны от перового давления в образце керна, отобранном из пласта и помещенном в гидрокамеру со всесторонним давлением, соответствующим условиям естественного залегания, затем плавно снижают поровое давление до пластового давления со скоростью, не превышающей скорость релаксации предельных напряжений в керне, о которой судят по отсутствию акустической эмиссии, и далее продолжают снижать поровое давление уже в качестве депрессии на керн, и по началу резкого уменьшения градиента изменения этой зависимости при достижении предела пластичности и возникновения акустической эмиссии судят о предельной величине оптимальной депрессии. 1 ил.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины. Техническим результатом является возможность одновременного получения информации о свойствах относительно толстого (около 1 м) слоя пород вокруг скважины и информации о теплопроводности пород для всего цементируемого интервала глубин. Согласно способу в скважину опускают обсадную колонну с прикрепленными на ее наружную поверхность датчиками температуры и закачивают цемент в кольцевой зазор между обсадной колонной и стенками скважины. В процессе закачки и затвердевания цемента осуществляют измерения температуры и определяют теплопроводность окружающих скважину горных пород по измеренной зависимости температуры от времени. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к построению геологической модели месторождений нефти и газа. Техническим результатом является повышение эффективности, достоверности геологоразведочных работ, поиска и разведки, разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа. Способ включает изучение керна, литологическое расчленение разреза, построение литолого-стратиграфических колонок (с учетом текстурных и структурных диагностических признаков), интерпретацию материалов геофизического исследования скважин (ГИС), выделение изучаемого объекта и определение корреляционных зависимостей, выполнение картографических построений, палеореконструкцию условий осадконакопления исследуемого объекта с учетом отношений массовых содержаний естественных радионуклидов (тория и урана). При этом вначале описывают керн, изучая и выделяя литолого-структурные особенности коллекторских свойств пород, после чего проводят фотографирование керна в дневном и ультрафиолетовом свете, профильные и физико-химические исследования. Далее выполняют литологическое расчленение разреза с построением литолого-стратиграфических колонок, учитывая текстурные и структурные диагностические признаки. Затем интерпретируют материалы геофизических исследований скважин, анализируют и проверяют полученные результаты с выделенными корреляционными зависимостями, и выделяют детализированные объекты изучения. Далее методами картографических построений проводят анализ выявленных зависимостей, характеризующих изучаемый объект по геологическим, литологическим, петрофизическим, геохимическим, геофизическим, структурным, динамическим, тектоническим и др. признакам изучаемого объекта. На основе ранее полученной и обработанной информации формируют геологическую модель месторождения, применяя методы палеофациальных реконструкций условий осадконакопления с учетом массовых содержаний естественных радионуклидов (тория, урана), в модели выделяют границу перехода морских условий осадконакопления в континентальные «море - суша». 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам определения анизотропии проницаемости горных пород в лабораторных условиях, и предназначен для лабораторного определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной фильтрации на образцах керна с сохраненным при выбуривании на скважине диаметром, в параллельных и перпендикулярном напластованию направлениях. Техническим результатом является повышение достоверности и точности определения анизотропии абсолютной газопроницаемости на полноразмерном керне за счет увеличения количества замеров горизонтальной газопроницаемости, а следовательно, увеличения информативности данного способа. Способ включает экстрагирование и высушивание керна, его исследование методом стационарной фильтрации через него газа с определением коэффициентов вертикальной и горизонтальной абсолютной газопроницаемости и последующий анализ результатов исследования и определение анизотропии абсолютной газопроницаемости. При определении коэффициента горизонтальной абсолютной газопроницаемости керна исследования проводят в шести горизонтальных направлениях с шагом измерения в 30°. После этого рассчитывают вертикальную анизотропию по шести направлениям, как отношение горизонтальной абсолютной газопроницаемости по каждому направлению к вертикальной. Также рассчитывают горизонтальную анизотропию, как отношение максимальной абсолютной газопроницаемости к минимальной, из определенных по шести горизонтальным направлениям. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов. Техническим результатом является упрощение технической реализации способа за счет исключения необходимости проведения в геофизических исследованиях каротажных измерений. Способ заключается в измерениях амплитудных значений геофизического параметра вдоль оси обсаженной колонны скважины и глубины Н, на которой выявляются максимальные амплитудные значения измеряемого параметра, по которым определяют глубину залегания газонасыщенного пласта. В скважине под действием перепада между пластовым и устьевым давлениям организуют поток газа известной скорости V и измеряют временное распределение амплитудных значений влажности газа в этом потоке, а глубину залегания газонасыщенного пласта в скважине определяют по формуле H=V·t, где t - время появления максимума на временном распределении амплитудных значений влажности. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения достоверности оценки запасов углеводородов и математического моделирования пластовых процессов в низкопроницаемых коллекторах нефти и газа. Техническим результатом является определение повышенных значения капиллярных давлений в низкопроницаемых образцах горных пород без явления разрыва жидких флюидов при вращении центрифуги. Способ включает вытеснение насыщающего образец породы флюида вытесняющим флюидом при вращении центрифуги. При этом перед вращением центрифуги в загерметизированном кернодержателе центрифуги повышают начальное давление путем закачки в него вытесняющего флюида до уровня, превышающего прогнозируемое максимальное значение капиллярного давления в образце породы. Также предложено устройство для реализации способа. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к способу и устройству для определения локальной величины зерна минерала для минерала ценного материала в породе месторождения или залежи, причем порода включает в себя по меньшей мере один другой минерал, и при этом минерал ценного материала имеет более высокую плотность, чем по меньшей мере один другой минерал. Способ характеризуется следующими этапами: выполнение процесса бурения посредством буровой установки в породе, при этом создается буровая мелочь, образование аэрозоля, включающего в себя буровую мелочь и газовый поток, перенос аэрозоля от буровой установки к по меньшей мере одному воздушному сепаратору, выполнение классификации в потоке, причем образуются по меньшей мере две фракции, включающие в себя частицы соответствующей равнопадаемости буровой мелочи, и определение свойства по меньшей мере одной из фракций, которая применяется как мера для локальной величины зерна минерала для минерала ценного материала в породе. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к способу и устройству для повышения добычи на месторождении, содержащем породу, которая включает в себя по меньшей мере один раскрываемый путем размельчения породы минерал ценного материала и по меньшей мере один другой минерал, причем минерал ценного материала имеет более высокую плотность, чем по меньшей мере один другой минерал. Причем способ характеризуется следующими этапами: выполнение процесса бурения посредством буровой установки для выемки породы. При этом создается буровая мелочь, образование аэрозоля, включающего в себя буровую мелочь и газовый поток, перенос аэрозоля от буровой установки к по меньшей мере одному воздушному сепаратору, выполнение классификации в потоке, причем образуются по меньшей мере две фракции, включающие в себя частицы соответствующей равнопадаемости буровой мелочи, и определение свойства по меньшей мере одной из фракций, которая применяется как мера для установления оптимальной степени размельчения породы. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к способам и системам для измерения потерь газа в системе поверхностной циркуляции буровой установки. Технический результат заключается в надежном и точном измерении потерь газов в системе поверхностной циркуляции буровой установки и механизме отбора газов. Способ измерения потерь газа на поверхности буровой установки включает: добавление заданного количества предварительно выбранного газа в буровой раствор на поверхности буровой установки; измерение вторичного количества предварительно выбранного газа в буровом растворе, возвращенном из скважины, без модификации направляющего патрубка или выходных глинопроводов, соединенных с направляющим патрубком; и измерение фонового уровня предварительно выбранного газа в буровом растворе; и оценку потерь газа, возникающих на поверхности буровой установки, на основании предварительно заданного количества предварительно выбранного газа, вторичного количества предварительно выбранного газа и фонового количества предварительно выбранного газа. Система для измерения потерь газа на баке-поддоне, связанном с буровой установкой, содержит систему измерения газа, содержащую: зонд, сконфигурированный для извлечения первого количества предварительно выбранного газа-маркера; газоанализатор для измерения первого количества предварительно выбранного газа-маркера, извлеченного зондом; и программное обеспечение для расчета потерь газа, возникающих на поверхности буровой установки, по сравнению первого количества с вторичным количеством газа-маркера, введенного в буровой раствор, используемый буровой установкой, и фоновым уровнем предварительно выбранного газа-маркера, причем вторичное количество газа-маркера вводят в буровой раствор без модификации направляющего патрубка, используемого буровой установкой. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх