Влияние технологических параметров на эффективность гидроразрыва пласта; Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов; Т. 334, № 6
| Parent link: | Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов=Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет.— .— Томск: Изд-во ТПУ, 2015-.— 2413-1830 Т. 334, № 6.— 2023.— С. 120-125 |
|---|---|
| 1. Verfasser: | |
| Körperschaft: | |
| Weitere Verfasser: | |
| Zusammenfassung: | Заглавие с титульного листа Актуальность. Гидравлический разрыв пласта в добывающих и нагнетательных скважинах является одним из эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых зон и пропластков, механизмом более широкого охвата продуктивных зон заводнением, что позволяет перевести часть забалансовых запасов в промышленные. По мнению экспертов, применение гидроразрыва пласта позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти и газа на 10–15 %. В настоящее время большинство нефтяных месторождений Пермского края находятся на завершающей стадии разработки. Эти месторождения, как правило, характеризуются наличием недренируемых зон с остаточными запасами и низкими дебитами скважин. Большая часть остаточных запасов месторождений сосредоточена в низкопроницаемых коллекторах с высокой степенью неоднородности и затрудненной фильтрацией флюидов. Повышение продуктивности скважин этих эксплуатационных объектов достигается за счет применения различных геолого-технических мероприятий. Цель: разработать методику прогнозирования дебита нефти после гидравлического разрыва пласта с учетом технологических характеристик объектов. Объекты: Каширские и Подольские карбонатные отложения одного из месторождений Пермского края. Методы: корреляционный и регрессионный анализ. Результаты. Метод гидроразрыва пласта широко применяется для увеличения продуктивности скважин. К сожалению, полученные на практике дебиты нефти не всегда соответствуют предварительным расчетам. На примере одного из месторождений Пермского края предложен метод, позволяющий по значениям технологических параметров продуктивных отложений методами математической статистики оценить начальный дебит нефти после гидравлического разрыва пласта. Получено хорошее согласие модельных и экспериментальных результатов. Relevance. Hydraulic fracturing in production and injection wells is one of the effective method for enhancing oil recovery, involving low permeability zones and interlayers in the development, a mechanism for a wider coverage of productive zones by waterflooding, which makes it possible to convert part of off-balance reserves into commercial ones. According to experts, the use of hydraulic fracturing can increase the oil and gas recovery factor by 10–15 %. Currently, most of the oil fields in the Perm Territory are at the final stage of development. These fields, as a rule, are characterized by non-draining zones with residual reserves and low well flow rates. Most of the remaining reserves of the fields are concentrated in low-permeability reservoirs with a high degree of heterogeneity and difficult fluid filtration. The increase in the productivity of wells of these production facilities is achieved through the use of various geological and technical measures. The main aim: to develop a methodology for predicting the oil production rate post-frac with parameters that influence more, taking into account geological and technological characteristics of the object. Objects: Kashirskiy and Podolskiy carbonate deposits on one of the Permian fields. Methods: correlation and regression analysis. Results. The hydraulic fracturing method is widely used to increase well productivity. Unfortunately, oil flow rates obtained in practice do not always correspond to preliminary calculations. Using the example of one of the fields in the Perm Territory, a method proposed that allows estimating the initial oil production rate after hydraulic fracturing using the values of the technological parameters of productive deposits and the methods of mathematical statistics. A good agreement between model and experimental results was obtained. Текстовый файл |
| Sprache: | Russisch Englisch |
| Veröffentlicht: |
2023
|
| Schlagworte: | |
| Online-Zugang: | http://earchive.tpu.ru/handle/11683/80642 https://doi.org/10.18799/24131830/2023/6/4092 |
| Format: | Elektronisch Buchkapitel |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=672322 |
MARC
| LEADER | 00000naa2a2200000 4500 | ||
|---|---|---|---|
| 001 | 672322 | ||
| 005 | 20241210135015.0 | ||
| 090 | |a 672322 | ||
| 100 | |a 20240416d2023 k||y0rusy50 ca | ||
| 101 | 2 | |a rus |a eng | |
| 102 | |a RU | ||
| 135 | |a drcn ---uucaa | ||
| 200 | 1 | |a Влияние технологических параметров на эффективность гидроразрыва пласта |d Influence of technological parameters on hydraulic fracturing efficiency |f Г. П. Хижняк, Диенг Ассан |z eng | |
| 300 | |a Заглавие с титульного листа | ||
| 320 | |a Список литературы: с. 122-123 (22 назв.) | ||
| 330 | |a Актуальность. Гидравлический разрыв пласта в добывающих и нагнетательных скважинах является одним из эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых зон и пропластков, механизмом более широкого охвата продуктивных зон заводнением, что позволяет перевести часть забалансовых запасов в промышленные. По мнению экспертов, применение гидроразрыва пласта позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти и газа на 10–15 %. В настоящее время большинство нефтяных месторождений Пермского края находятся на завершающей стадии разработки. Эти месторождения, как правило, характеризуются наличием недренируемых зон с остаточными запасами и низкими дебитами скважин. Большая часть остаточных запасов месторождений сосредоточена в низкопроницаемых коллекторах с высокой степенью неоднородности и затрудненной фильтрацией флюидов. Повышение продуктивности скважин этих эксплуатационных объектов достигается за счет применения различных геолого-технических мероприятий. Цель: разработать методику прогнозирования дебита нефти после гидравлического разрыва пласта с учетом технологических характеристик объектов. Объекты: Каширские и Подольские карбонатные отложения одного из месторождений Пермского края. Методы: корреляционный и регрессионный анализ. Результаты. Метод гидроразрыва пласта широко применяется для увеличения продуктивности скважин. К сожалению, полученные на практике дебиты нефти не всегда соответствуют предварительным расчетам. На примере одного из месторождений Пермского края предложен метод, позволяющий по значениям технологических параметров продуктивных отложений методами математической статистики оценить начальный дебит нефти после гидравлического разрыва пласта. Получено хорошее согласие модельных и экспериментальных результатов. | ||
| 330 | |a Relevance. Hydraulic fracturing in production and injection wells is one of the effective method for enhancing oil recovery, involving low permeability zones and interlayers in the development, a mechanism for a wider coverage of productive zones by waterflooding, which makes it possible to convert part of off-balance reserves into commercial ones. According to experts, the use of hydraulic fracturing can increase the oil and gas recovery factor by 10–15 %. Currently, most of the oil fields in the Perm Territory are at the final stage of development. These fields, as a rule, are characterized by non-draining zones with residual reserves and low well flow rates. Most of the remaining reserves of the fields are concentrated in low-permeability reservoirs with a high degree of heterogeneity and difficult fluid filtration. The increase in the productivity of wells of these production facilities is achieved through the use of various geological and technical measures. The main aim: to develop a methodology for predicting the oil production rate post-frac with parameters that influence more, taking into account geological and technological characteristics of the object. Objects: Kashirskiy and Podolskiy carbonate deposits on one of the Permian fields. Methods: correlation and regression analysis. Results. The hydraulic fracturing method is widely used to increase well productivity. Unfortunately, oil flow rates obtained in practice do not always correspond to preliminary calculations. Using the example of one of the fields in the Perm Territory, a method proposed that allows estimating the initial oil production rate after hydraulic fracturing using the values of the technological parameters of productive deposits and the methods of mathematical statistics. A good agreement between model and experimental results was obtained. | ||
| 336 | |a Текстовый файл | ||
| 461 | 1 | |0 288378 |9 288378 |t Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов |l Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering |f Национальный исследовательский Томский политехнический университет |c Томск |n Изд-во ТПУ |d 2015- |x 2413-1830 | |
| 463 | 1 | |0 672249 |9 672249 |t Т. 334, № 6 |d 2023 |v С. 120-125 | |
| 610 | 1 | |a электронный ресурс | |
| 610 | 1 | |a труды учёных ТПУ | |
| 610 | 1 | |a гидроразрыв | |
| 610 | 1 | |a нефтеотдача пласта | |
| 610 | 1 | |a дебит нефти | |
| 610 | 1 | |a технологические параметры | |
| 610 | 1 | |a карбонатные коллекторы | |
| 610 | 1 | |a регрессионный анализ | |
| 610 | 1 | |a hydraulic fracturing | |
| 610 | 1 | |a enhanced oil recovery | |
| 610 | 1 | |a oil flow rate | |
| 610 | 1 | |a technological parameters | |
| 610 | 1 | |a carbonate reservoirs | |
| 610 | 1 | |a regression analysis | |
| 700 | 1 | |a Хижняк |b Г. П. |g Григорий Петрович | |
| 701 | 0 | |a Диенг Ассан | |
| 712 | 0 | 2 | |a Пермский национальный исследовательский политехнический университет |c (2011- ) |b Дальневосточное отделение |b Институт комплексного анализа региональных проблем |9 27649 |
| 801 | 0 | |a RU |b 63413507 |c 20240416 |g RCR | |
| 856 | 4 | |u http://earchive.tpu.ru/handle/11683/80642 |z http://earchive.tpu.ru/handle/11683/80642 | |
| 856 | 4 | |u https://doi.org/10.18799/24131830/2023/6/4092 |z https://doi.org/10.18799/24131830/2023/6/4092 | |
| 942 | |c CF | ||