Спосіб визначення динаміки вилучення важковидобувних запасів нафти

 

Винахід відноситься до розробки вуглеводневих покладів складної геологічної будови з неоднорідними, низкопроницаемими і обводненними колекторами, коли витяг важковидобувних запасів нафти відбувається в умовах нелінійної фільтрації. Ефективність процесу розробки родовищ нафти визначається динамікою видобутку нафти і коефіцієнтом вилучення нафти (КІН) на кінцевій стадії розробки. Надійність способів визначення динаміки розробки і КІН дає можливість вибору ефективних технологічних рішень, що забезпечують повноту вилучення геологічних запасів нафти і планування техніко-економічної політики нафтовидобувних компаній і держави.

У більшості випадків ДКЗ РФ розглядає і затверджує чисельні значення КІН, обґрунтовані з використанням програмних комплексів, які включають геологічне та гідродинамічне моделювання поклади. Ненадійність КІН [1. Щербаков В. П., Бродський П. А., Гутман В. С. Нефтеотдача і комерційна оцінка запасів нафти в сучасних умовах. Вісник ЦКР Роснадра. №3/2008, с. 80-82], затверджених ДКЗ Роснадра на основі оцінок за гідродинамічним моделей пластів, що містять важковидобувані запаси (Т�вим підтриманням пластового тиску. Патент UA 2190761 С1, Бюл. №28, 10.10.2002; 3. Жданов С. А., Сутормин С. Е. Аналіз ефективності експлуатації многопластових нафтових родовищ на пізній стадії розробки. // Доповіді /// Міжнародного наукового симпозіуму «Теорія і практика застосування методів збільшення нафтовіддачі пластів». М. 2011. Том 1. С. 82-90], є однією з причин «недосягнення проектних КІН практично по всіх родовищах Західного Сибіру».

Ненадійність, а точніше не ефективність використання гідродинамічних моделей для вирішення проблеми залучення в розробку ТрИЗ пов'язана з наявністю межі застосування лінійних моделей Дарсі. Відомо, що при русі по трубопроводах рідкі і газоподібні флюїди відчувають внутрішнє (в'язкість) і зовнішнє (з поверхнею труби) тертя. Макрогидродинамика враховує втрати тиску на подолання внутрішнього і зовнішнього тертя в розрахунках трубопровідного транспорту флюїдів. Рівняння Пуазейля (1) і Дарсі (2), використовувані в лінійних гідродинамічних моделях пласта, враховують втрати тиску на внутрішнє тертя обернено пропорційною залежністю від в'язкості. Зовнішнє тертя в рівняння Пуазейля (1) враховується прямою залежністю від квадрата площі перерізу капіляра" />

У приватному разі, коли колектор складається з n порових каналів рівного діаметру і довжини, рівняння Пуазейля приймає вигляд

Тут: Q - витрата флюїду; S - площа фільтрації; Sк - площа перерізу капіляра, L - довжина пористої середовища; µ - динамічна в'язкість флюїду (внутрішнє тертя); (P1-P2) - перепад тисків на кінцях пористої середовища довжиною L, d - діаметр капіляра, кп - пористість, кпр - проникність, n - число порових каналів.

З рівнянь (2) і (3) випливає важлива зв'язок коефіцієнта проникності (4) з площею перерізу порових каналів колектора, яка розкриває межу застосовності рівняння фільтрації на базі лінійної моделі Дарсі.

Порові канали в колекторах характеризуються широким діапазоном діаметрів, від міліметрів до нанометрів, і величини зовнішнього тертя, показником якого служать капілярні сили і поверхневий натяг на межі розділу фаз пластовий флюїд - поверхня порових каналів. Неминучим наслідком зазначених факторів є нелінійна залежність витрати від тиску, яка проявляється початковим градієнтом тиску фільтрації і зависиЕква, Надра, 1977, с. 287]. Можна показати, що лінійна залежність витрати від величини перепаду тиску по Дарсі можлива лише за умови високої однорідності колектора по діаметру порових каналів, близькою до розподілу Гіббса, і при високих значеннях градієнта тиску.

Найбільш повно неоднорідність гірської породи і пов'язані з нею нелінійні ефекти враховані у способі визначення коефіцієнта вилучення нафти при нелінійної фільтрації [5. Патент РФ №2504654, E21B 49/00, G01N 15/00 (2006.01), 2014]. Спосіб включає лабораторні та геофізичні дослідження (ГІС) фільтраційно-ємнісних властивостей (ФЕС) гірської породи та визначення поля градієнтів тиску по площі покладу. Колекторські та фільтраційно-ємнісні властивості гірської породи поклади, а саме коефіцієнти пористості, проникності, нефтенасищенности і витіснення нафти визначаються в розширеному діапазоні тиску і лінійної швидкості, відповідно до 1×10-4МПа/м і 1×10-3м/добу і менше. Визначення статистичної порової, гідродинамічної та енергетичної структури гірської породи поклади, в тому числі рухомих (видобутих) запасів вуглеводнів у створеному полі градієнтів тиску. Коефіцієнт вилучення нафти у розглядаємо градієнтів тиску середньостатистичного ділянки, що припадає на одну видобувну характеристичну, свердловину типового об'єкта свердловина-поклад (З-З), що має середньостатистичні параметри ФЕС гірської породи поклади з типовим полем градієнтів тиску даної технологічної схеми розробки.

Недоліком відомого способу є те, що він визначає запаси нафти не в динаміці, а в статиці останньої стадії розробки покладу. Іншим недоліком прототипу є його не здатність дати оцінку динаміки відбору пластової (реліктової) води, а також води і газу, що нагнітається в пласт для підтримки прийнятої системи розробки.

Завданням, що стоїть перед винаходом, є розробка способу визначення динаміки видобутку важко видобувних запасів нафти і води на обводнених покладах і поклади складної геологічної будови, що забезпечує підвищення надійності (точності) гідродинамічних розрахунків.

Для вирішення цієї задачі на додаток до лабораторних і геофізичним дослідженням фільтраційно-ємнісних властивостей гірської породи, в тому числі коефіцієнтів пористості, проникності, нефтенасищенности і витіснення нафти, початкового градієнта зсуву в розширеному діапазоні градієнтів тиску �атистической порової, гідродинамічної та енергетичної структури колектора, поля градієнтів тиску по площі живлення свердловини, ділянки покладу, покладу в цілому:

1. Запаси флюїдів за величиною коефіцієнтів проникності, пористості, витіснення та початкової напруги фільтрації приписуються статистично незалежним водо - і нефтенасищенним гідродинамічним одиниць потоку;

2. Динаміка вилучення рухомої частини флюїдів визначається в режимі поршневого витіснення рівняннями Пуазейля-Дарсі

Q=ΣQi=ΣkпрiSi(ΔP-FdpiL)WпрiWпiWij/Lµ

при лінійній,

Q=(0,542 h/µ)tΣΣkпрi(ΔPj-FdpiΔRj)WпрiWпiWij/ln(1+ΔRj/Rj)

і радіальної схеми розробки, де

Q - дебіт пластового флюїду (м3/добу),

t - час фільтрації флюїду (добу),

h - потужність пласта (м),

µ - в'язкість флюїду (мПа*с),

Rj - радіус живлення свердловини (м),

ΔRj=Rj-R(j-1) - інтервал радіусу харчування,

кпрі - коефіцієнт проникності i-тій ГЕП (мД),

Wпрi - ймовірність наявності на j-тому інтервалі i-тій ГЕП проникністю кпрі,

Wпi=Si/S - ймовірність, що на j-тому інтервалі i-тая ГЕП має пористість кпі,

Wij - ймовірність того, що на j-тому інтервалі в i-тій ГЕП є рухома нафту,

Fdpi - напруга фільтрації (МПа/м).

Можливі два варіанти, коли гидровную коефіцієнтом водонасичення, вважаються водонасиченими в'язкості флюїду? рівною в'язкості пластової газонасиченої води, або коли всі гідродинамічні одиниці потоку вважаються водонасиченими в пропорції, зворотного значень проникності відповідних гідродинамічних одиниць потоку з урахуванням їх частки в поровому об'ємі колектора, а в'язкість флюїдів приймається рівною в'язкості пластової водонафтової емульсії в кожній гідродинамічної одиниці потоку.

На кресленнях на фіг.1 показана статистична порова структура колектора, на фіг.2 - гідродинамічна структура колектора, на фіг.3 - частка рухомих запасів в порових каналах, на фіг.4 - динаміка видобутку нафти і рідини з нелінійної гідродинамічної моделі, а на фіг.5 - динаміка коефіцієнта вилучення нафти КІН і обводненості витягуваної продукції з нелінійної гідродинамічної моделі.

Для реалізації способу проводиться побудова статистичної порової, гідродинамічної та енергетичної структури гірської породи свердловини, ділянки, поклади на базі лабораторних і геофізичних досліджень фільтраційно-ємнісних властивостей в розширеному діапазоні тиску і лінійної швидкості, відповідно до 1×10-4МПа/м і 1×10-3м/добу і м�дя з сітки видобувних і нагнітальних свердловин, значень тиску в інтервалах розтину поклади на початковій стадії розробки і в динаміці обводнення свердловин в експлуатації.

Визначається обсяг рухливих запасів в гідродинамічно пов'язаних одиницях потоку (ГЕП) колектора, в умовах прийнятої системи розробки, а також розподілу по площі і потужності поклади не вилучені геологічних запасів нафти як у варіанті прототипу - «характеристична свердловина-поклад З-3», так і по свердловинах на ділянці поклади.

Застосовується нелінійний підхід до побудови гідродинамічної моделі покладів з ТрИЗ нафти в умовах статистичного, імовірнісного характеру зв'язку незалежних колекторських характеристик: пористості, проникності, напруги фільтрації.

Уявімо складну структуру породи колекторів у вигляді сукупності капілярів Пуазейля і врахуємо втрати тиску на зовнішнє тертя FdpiL. Тут Fdpi- напруга фільтрації, що характеризує питому величину втрат енергії на подолання зовнішнього тертя в i-тому ідеальному поровому каналі діаметром di. В цьому наближенні коефіцієнт проникності (4) має вигляд (5), а лінійне рівняння Дарсі (2) переходить в нелінійну форму (6) рівняння Пуазейля-Дарсі для линейнойципиальное відміну рівнянь фільтрації (2) і (6) полягає в тому, що флюїд, згідно з лінійним рівнянням Дарсі, рухливий при будь величиною перепаду тиску на кордонах колектора незалежно від величини проникності і діаметру порових каналів. На відміну від лінійного закону, як випливає з рівняння (6), рух флюїду в i-тих порових каналах колектора на площі фільтрації Si проникністю кпрі можливо лише за умови (P1-P2більше Fdpi L. Нелінійне рівняння Пуазейля-Дарсі (6) фактично постулює наявність Гідродинамічно пов'язані Одиниць Потоку, аналогічних за змістом з ГЕП, введеними в роботі [6. Amaefule, J. О., Altunday, D., Tiab, D., Kersey, D. G., and Keelan, D. K.: "Enhanced Reservoir Description: Using Core and Log Data to Identify Hydraulic (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored Intervals / Wells", SPE 26436 (1993)].

Кожна ГЕП в пропонованому способі характеризується:

величиною проникності кпрі;

площею фільтрації Si при коефіцієнті пористості кпі;

коефіцієнт витіснення квті;

напругою фільтрації Fdpi;

числом порових каналів ni з площею поперечного перерізу Si;

водонасищенностью ni з порових каналів площею перерізу Si.

Нелінійне рівняння Пуазейля-Дарсі (6) згідно з (4) і (5) постулює незалежність коефіцієнта проникності від коефіцієнта пористості.

Враховуючи випадкові�ь параметрів ФЕС колекторів, нелінійне рівняння Пуазейля-Дарсі (6) для геометрично лінійної моделі запишеться у вигляді (7)

При переході від лабораторних геометрично лінійних моделей дослідження керна і насипних моделей колекторів на реальні родовища з радіальним полем фільтрації нелінійне рівняння Пуазейля-Дарсі (7) приймає вигляд (8)

де:

Q - дебіт пластового флюїду (м3/добу),

t - час фільтрації флюїду (добу),

h - потужність пласта (м),

µ - в'язкість флюїду (мПа*с),

Rj - радіус живлення свердловини (м),

ΔRj=Rj-R(j-1) - інтервал радіусу харчування,

кпрі - коефіцієнт проникності i-тій ГЕП (мД),

Wпрi - ймовірність наявності на j-тому інтервалі i-тій ГЕП проникністю кпрі,

Wпi=Si/S - ймовірність, що на j-тому інтервалі i-тая ГЕП має пористість кпі,

Wij - ймовірність того, що на j-тому інтервалі в i-тій ГЕП є рухома нафту,

Fdpi - напруга фільтрації (МПа/м).

Незалежність параметрів ФЕС колекторів підтверджується результатами численних досліджень зразків керна. В таблиці 1 для близьких значень пористості за даними ТОВ ЗапСибГЦ [6. Стандартні і спеціальні літолого-петрофізичні дослідження керну, оѷначения проникності по газу і води.

Динаміка вилучення запасів вуглеводнів і води визначається на основі нелінійної гідродинамічної моделі Пуазейля-Дарсі (8). Розрахунки здійснюються на сучасних ПВЕМ з використанням програмного забезпечення, розробленого, наприклад, заявником.

Приклад

Талинская площа Красноленинского родовища, блок 46,

Об'єкт розробки - ЮК10-11

Система розробки - рядна з підтриманням пластового тиску,

Середня площа живлення на 1 свердловину - 25 га,

Нафтонасичена потужність - 21 м,

Пластові умови: температура - 99°C, тиск - 22.3 МПа.

Характеристика ФЕС гірської породи.

Середній коефіцієнт проникності - Кпр=184 мД

Середній коефіцієнт пористості - Кп=0,16

Коефіцієнт нефтенасищенности - Кн=0,85

Залишковий коефіцієнт нефтенасищенности - Кон=0,32

Тиск насичення - Ps - 15,6 МПа

В'язкість пластової нафти µ - 0,46 мПа×с

Об'ємний коефіцієнт b - 1,676

Коефіцієнт стисливості Ксж - 2,2×10-3м3/МПа

Щільність пластової нафти p - 637 кг/м3

Щільність разгазированной нафти p - 822 кг/м3

КІН Талинской площі Красноленинского родовища переглядався ДКЗ неодноразово, знижуючись від значення більш�12.

Принципова схема застосування рівняння нелінійної фільтрації.

На додаток до наявних даних ГІС проводяться визначення ФЕС колектора в області знижених значень градієнтів тисків. Будується порова, гідродинамічна та енергетична структура (фіг.1-3).

Вибирається ефективний радіус вибою свердловини r0, вибійного тиску P0дорівнює або більше Ps і варіанти системи розробки запасів З-З: жорстка система ППД на кордоні радіусу живлення свердловини, режим виснаження пластової енергії.

У вибраному варіанті проводиться обґрунтування поля тисків по площі покладу, визначаються розміри ГЕП за величиною кпрі, зв'язок напруги фільтрації F і частки рухливих запасів ГЕП з градієнтом тиску.

Набір вихідних даних вводиться в програмний комплекс НГДМ-1, визначається динаміка видобутку рідини, нафти, динаміка зміни запасів по площі покладу, поточний КІН.

Результати розрахунку в жорсткому режимі підтримання пластового тиску (ППТ) у спрощеному для наочності варіанті, наведеному в таблиці 2, представлені на фіг.4 і 5. На другому році роботи свердловини в інтенсивному режимі підтримання пластового тиску (ППТ) з початковим дебітом 413 м3/доба КІН достий рік розробки обводненість продукції досягає 99,7% при дебіт рідини 615 м3.

На практиці розробка покладів починається з відбору нафти свердловинами в режимі виснаження пластової енергії з подальшим переведенням частини видобувних свердловин в нагнітальний фонд згідно з проектом розробки. У варіанті режиму виснаження при постійному забійній тиску за півтора місяця при замкнутій системі пластовий тиск повинен знизитися на 13%, дебіт свердловини майже в 2 рази при одночасному зниженні на 30% частки рухливих запасів нафти. Аналогічна ситуація має місце при незамкнутої реальній системі. Із зростанням зони живлення до 1500 м дебіт свердловини знизиться на порядок, а частка рухомих запасів на площі харчування складе близько 12%.

Таким чином, запропонований спосіб в умовах нелінійної фільтрації дає більш надійну оцінку видобувних можливостей колектора з трудноизвлекаемими запасами нафти в порівнянні з відомими лінійними гідродинамічними способами.

1. Спосіб визначення динаміки вилучення важковидобувних запасів вуглеводневих флюїдів і води в умовах нелінійної фільтрації, що включає лабораторні та геофізичні дослідження фільтраційно-ємнісних властивостей гірської породи, в�нта зсуву в розширеному діапазоні градієнтів тиску і лінійної швидкості відповідно до 1×10-4МПа/м і 1×10-3м/добу і менше, визначення середньо статистичної порової рідини та енергетичної структури колектора, поля градієнтів тиску по площі живлення свердловини, ділянки покладу, покладу в цілому, відрізняється тим, що запаси флюїдів за величиною коефіцієнтів проникності, пористості, витіснення та початкової напруги фільтрації приписуються статистично незалежним водо - і нефтенасищенним Гідродинамічним Одиниць Потоку, а динаміка вилучення рухомої частини флюїдів визначається в режимі поршневого витіснення рівняннями Пуазейля-Дарсі при лінійній і радіальної схемою розробки, при цьому Гідродинамічні Одиниці Потоку з меншими значеннями проникності, мають сумарно частку порового об'єму рівну коефіцієнтом водонасичення, вважаються водонасиченими в'язкості флюїду рівній в'язкості пластової газонасиченої води.

2. Спосіб визначення динаміки вилучення важковидобувних запасів вуглеводневих флюїдів і води в умовах нелінійної фільтрації, що включає лабораторні та геофізичні дослідження фільтраційно-ємнісних властивостей гірської породи, в тому числі, коефіцієнтів пористості, проникності, нефтенасищенност�рости відповідно до 1×10-4МПа/м і 1×10-3м/добу і менше, визначення середньо статистичної порової рідини та енергетичної структури колектора, поля градієнтів тиску по площі живлення свердловини, ділянки покладу, покладу в цілому, відрізняється тим, що запаси флюїдів за величиною коефіцієнтів проникності, пористості, витіснення та початкової напруги фільтрації приписуються статистично незалежним водо - і нефтенасищенним Гідродинамічним Одиниць Потоку, а динаміка вилучення рухомої частини флюїдів визначається в режимі поршневого витіснення рівняннями Пуазейля-Дарсі при лінійній і радіальної схемою розробки, при цьому всі Гідродинамічні Одиниці Потоку вважаються водонасиченими в пропорції, зворотного значень проникності відповідних Гідродинамічних Одиниць Потоку з урахуванням їх частки в поровому об'ємі колектора, а в'язкість флюїдів приймається рівною в'язкості пластової водонафтової емульсії в кожній Гідродинамічної Одиниці Потоку.



 

Схожі патенти:

Вимірювання втрат газу на системі поверхневої циркуляції бурової установки

Група винаходів відноситься до способів і систем для вимірювання втрат газу в системі поверхневої циркуляції бурової установки. Технічний результат полягає в надійному і точному вимірі втрат газів у системі поверхневої циркуляції бурової установки і механізм відбору газів. Спосіб вимірювання втрат газу на поверхні бурової установки включає: додавання певної кількості попередньо обраного газу в буровий розчин на поверхні бурової установки; вимірювання вторинного кількості попередньо обраного газу в буровому розчині, повернутому з свердловини, без модифікації направляючого патрубка або вихідних глинопроводов, сполучених з напрямних патрубком; і вимірювання фонового рівня попередньо обраного газу в буровому розчині; і оцінку втрат газу, що виникають на поверхні бурової установки, на основі заздалегідь заданого кількості попередньо обраного газу, вторинного кількості попередньо обраного газу і фонового кількості попередньо обраного газу. Система для вимірювання втрат газу на баку-піддоні, пов'язаному з буровою установкою, містить систему вимірювання газу, що містить: зонд, сконфігурований длго кількості попередньо обраного газу-маркера, витягнутого зондом; і програмне забезпечення для розрахунку втрат газу, що виникають на поверхні бурової установки, порівняно першого кількості з вторинним кількістю газу-маркера, введеного в буровий розчин, використовуваний буровою установкою, і фоновим рівнем попередньо обраного газу-маркера, причому вторинне кількість газу-маркера вводять в буровий розчин без модифікації направляючого патрубка, використовуваного буровою установкою. 2 н. і 22 з.п. ф-ли, 3 іл.

Спосіб і пристрій для збільшення видобутку на родовищі

Винахід відноситься до способу і пристрою для підвищення видобутку на родовищі, що містить породу, яка включає в себе щонайменше один раскриваемий шляхом роздрібнення породи мінерал цінного матеріалу і щонайменше один інший мінерал, причому мінерал цінного матеріалу має більш високу щільність, ніж щонайменше один інший мінерал. Причому спосіб характеризується наступними етапами: виконання процесу буріння за допомогою бурової установки для виїмки породи. При цьому створюється бурова дрібниця, утворення аерозолю, що включає в себе бурову дрібниця і газовий потік, перенесення аерозолю від бурової установки до щонайменше одного повітряного сепаратору, виконання класифікації в потоці, причому утворюються щонайменше дві фракції, які включають в себе частинки відповідної равнопадаемости бурової дрібниці, і визначення властивості щонайменше однієї із фракцій, яка застосовується як захід для встановлення оптимального ступеня подрібнення породи. 2 н. і 21 з.п. ф-ли, 4 іл.

Спосіб і пристрій для визначення локальної просторової протяжності фази мінералу цінного матеріалу в породі

Винахід відноситься до способу і пристрою для визначення локальної величини зерна мінералу для мінералу цінного матеріалу в породі родовища або покладу, причому порода включає в себе щонайменше один інший мінерал, і при цьому мінерал цінного матеріалу має більш високу щільність, ніж щонайменше один інший мінерал. Спосіб характеризується наступними етапами: виконання процесу буріння за допомогою бурової установки в породі, при цьому створюється бурова дрібниця, утворення аерозолю, що включає в себе бурову дрібниця і газовий потік, перенесення аерозолю від бурової установки до щонайменше одного повітряного сепаратору, виконання класифікації в потоці, причому утворюються щонайменше дві фракції, які включають в себе частинки відповідної равнопадаемости бурової дрібниці, і визначення властивості щонайменше однієї із фракцій, яка застосовується як міра для локальної величини зерна мінералу для мінералу цінного матеріалу в породі. 2 н. і 18 з.п. ф-ли, 3 іл.

Спосіб визначення капілярного тиску методом центрифугування і пристрій для його реалізації

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості і може бути використано для підвищення достовірності оцінки запасів вуглеводнів і математичного моделювання пластових процесів у низькопроникних колекторах нафти і газу. Технічним результатом є визначення підвищених значення капілярних тисків у низькопроникних зразках гірських порід без явища розриву рідких флюїдів при обертанні центрифуги. Спосіб включає витіснення насичує зразок породи флюїду витісняють флюїдом при обертанні центрифуги. При цьому перед обертанням центрифуги загерметизованому кернодержателе центрифуги підвищують початковий тиск шляхом закачування в нього яка витісняє флюїду до рівня, що перевищує прогнозоване максимальне значення капілярного тиску в зразку породи. Також запропоновано пристрій для реалізації способу. 2 н. п. ф-ли, 2 іл.

Спосіб виявлення газонасичених пластів у свердловинах

Винахід відноситься до галузі геофізики і може бути використане при контролі за розробкою родовищ вуглеводнів. Технічним результатом є спрощення технічної реалізації способу за рахунок виключення необхідності проведення в геофізичних дослідженнях каротажних вимірювань. Спосіб полягає у вимірах амплітудних значень геофізичного параметра вздовж осі обсадженій колони свердловини і глибини Н, на якій виявляються максимальні амплітудні значення вимірюваного параметра, за яким визначають глибину залягання газонасищенного пласта. У свердловині під дією перепаду між пластовим і устьевим тискам організовують потік газу відомої швидкості V і вимірюють тимчасовий розподіл амплітудних значень вологості газу в цьому потоці, а глибину залягання газонасищенного пласта в свердловині визначають за формулою H=V·t, де t - час появи максимуму на тимчасовому розподілі амплітудних значень вологості. 1 з.п. ф-ли, 2 іл.

Спосіб лабораторного визначення анізотропії абсолютної газопроникності на повнорозмірному керні

Винахід відноситься до області нафтовидобутку, зокрема до способів визначення анізотропії проникності гірських порід в лабораторних умовах, і призначений для лабораторного визначення коефіцієнта абсолютної газопроникності при стаціонарної фільтрації на зразках керна з збереженим при вибуривании на свердловині діаметром, в паралельних і перпендикулярному напластованию напрямках. Технічним результатом є підвищення достовірності і точності визначення анізотропії абсолютної газопроникності на повнорозмірному керні за рахунок збільшення кількості вимірів горизонтальній газопроникності, а отже, збільшення інформативності даного способу. Спосіб включає екстрагування і висушування керна, його дослідження методом стаціонарної фільтрації через нього газу з визначенням коефіцієнтів вертикальної і горизонтальної абсолютної газопроникності і подальший аналіз результатів дослідження і визначення анізотропії абсолютної газопроникності. При визначенні коефіцієнта горизонтальної абсолютної газопроникності керна дослідження проводять у шести горизонтальних напрямках з кроком вимірювання в 30°. Після цього розраховують ве� кожному напрямку до вертикальної. Також розраховують горизонтальну анізотропію, як відношення максимальної абсолютної газопроникності до мінімальної, визначених по шести горизонтальним напрямами. 2 з.п. ф-ли, 3 іл., 2 табл.

Спосіб побудови геологічної моделі родовищ нафти і газу

Винахід відноситься до побудови геологічної моделі родовищ нафти і газу. Технічним результатом є підвищення ефективності, достовірності геологорозвідувальних робіт, пошуку та розвідки, розробки та експлуатації родовищ нафти і газу. Спосіб включає вивчення керна, литологическое розчленування розрізу, побудова літолого-стратиграфічних колонок (з урахуванням текстурних і структурних діагностичних ознак), інтерпретацію матеріалів геофізичного дослідження свердловин (ГІС), виділення досліджуваного об'єкта і визначення кореляційних залежностей, виконання картографічних побудов, палеореконструкцию умов осадконакопичення досліджуваного об'єкта з урахуванням відносин масових вмісту природних радіонуклідів (торію та урану). При цьому спочатку описують керн, вивчаючи і виділяючи літолого-структурні особливості колекторських властивостей порід, після чого проводять фотографування керна в денному і ультрафіолетовому світлі, профільні та фізико-хімічні дослідження. Далі виконують литологическое розчленування розрізу з побудовою літолого-стратиграфічних колонок, враховуючи текстурні і структурні діагностичні ознаки. Потім интерпретиними кореляційними залежностями, і виділяють деталізовані об'єкти вивчення. Далі методами картографічних побудов проводять аналіз виявлених залежностей, що характеризують досліджуваний об'єкт за геологічними, літологічними, петрофизическим, геохімічних, геофізичних, структурних, динамічних, тектонічних та ін. ознаками досліджуваного об'єкта. На основі раніше отриманої й обробленої інформації формують геологічну модель родовища, застосовуючи методи палеофациальних реконструкцій умов осадконагромадження з урахуванням масових вмісту природних радіонуклідів (торію, урану), моделі виділяють кордон переходу морських умов осадконакопичення в континентальні «море - суша». 1 з.п. ф-ли, 1 пр., 2 іл.

Спосіб визначення профілю теплопровідності гірських порід в свердловині

Винахід відноситься до геофізичними дослідженнями свердловин і може знайти застосування для визначення теплових властивостей пластів гірських порід, що оточують свердловини. Технічним результатом є можливість одночасного отримання інформації про властивості щодо толстого (близько 1 м) шару порід навколо свердловини та інформації про теплопровідності порід для всього цементируемого інтервалу глибин. Згідно способом у свердловину опускають обсадну колону з прикріпленими на її зовнішню поверхню датчиками температури і закачують цемент в кільцевий зазор між обсадної колоною і стінками свердловини. В процесі закачування і твердіння цементу здійснюють вимірювання температури і визначають теплопровідність оточуючих свердловину гірських порід за виміряною залежності температури від часу. 2 з.п. ф-ли, 2 іл., 1 табл.

Спосіб визначення оптимальної депресії на пласт

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості і може бути використане для визначення оптимальної депресії на нафтовий пласт. Технічним результатом є підвищення точності визначення оптимальної депресії на пласт. Спосіб включає зняття індикаторної діаграми залежності дебіту свердловини від депресії на пласт і визначення максимуму залежності, відповідного оптимальної депресії. Знімають залежність пружно-деформаційної характеристики, наприклад швидкості поширення пружної хвилі від перового тиску в зразку керна, відібраному з пласта і вміщеному в гидрокамеру зі всестороннім тиском, відповідним умовам природного залягання, потім плавно знижують поровий тиск до пластового тиску зі швидкістю, що не перевищує швидкість релаксації граничних напружень в керні, про яку судять за відсутності акустичної емісії, і далі продовжують знижувати поровий тиск вже в якості депресії на керн, і з початку різкого зменшення градієнта зміни цієї залежності при досягненні межі пластичності і виникнення акустичної емісії судять про граничну величину оптимальної депресії. 1 іл.

Спосіб визначення швидкості фільтрації пластових флюїдів

Винахід відноситься до геофізичними дослідженнями свердловин і призначене для визначення швидкостей течії пластових флюїдів в нафтових свердловинах. Технічним результатом є виділення інтервалів глибин (пластів), де відбувається рух флюїдів, і оцінка швидкості фільтрації в місці розташування спостережної свердловини. У зупиненої свердловині здійснюють вимірювання температури і визначають швидкість зміни температури на інтервалах глибин, що знаходяться в межах продуктивних пластів, і на інтервалах глибин, що знаходяться в безпосередній близькості від продуктивних пластів. На інтервалах глибин, що знаходяться в межах продуктивних пластів, виділяють ділянки, швидкість зміни температури в яких істотно вище швидкості зміни температури на інтервалах глибин, що знаходяться в безпосередній близькості від продуктивних пластів. Створюють чисельну модель зміни температури в зупиненої свердловині, що враховує вплив фільтрації пластового флюїду на швидкість зміни температури в зупиненої свердловині, порівнюють результати вимірів з результатами чисельного моделювання і по найкращому збігу результатів вимірювань і результатів мод�одуктивних пластів. 7 з.п. ф-ли, 7 іл.
Up!