Маркирование скважины позволят получать данные ежемесячно на протяжении нескольких лет, представляя из себя массивы данных, которые требуется увязать с гидродинамическим моделированием. Большие массивы данных по динамике работы горизонтальных стволов были использованы для адаптации секторных фильтрационных моделей и последующим подбором мероприятий и расчета эффективности. Ниже представлено несколько типовых сценариев, позволяющих продемонстрировать преимущества нового подхода.
Рассмотрим первый сценарий, где в результате расчета используется горизонтальный ствол с 5 рабочими интервалами, стимулированными с помощью МГРП и окруженный четырьмя вертикальными нагнетательными скважинами с гидроразрывом I1, I2, I3 и I4. При реализации Варианта 2 недропользователь не проводит исследований ПГИ и не идентифицировал факт работы лишь 2-х портов из 5-ти. Варианте 2 скважина исследуется в течение полугода по данным маркерной диагностики и недропользователь произвел ГТМ по задействованию подключению в работу носочной части скважины и все 5 ступеней МГРП вносят тот или иной вклад в общий дебит скважины. В результате, при реализации Варианта 1, который является широко распространенным на месторождениях Западной Сибири, недропользователь 11200 тонн нефти в течение 2-х лет.
Рисунок 2. Два варианта эксплуатирования горизонтальной скважины с 5 стадийным МГРП.
Второй сценарий предусматривает выявление обводнения обводнение в срединной части ствола горизонтальной скважины с 5 стадиями МГРП, окруженную четырьмя вертикальными нагнетательными скважинами с ГРП. В 3м порте по данным маркерной диагностики зафиксирован дебит по воде 65%. Процентное распределение вклада по водной и углеводородной фазам жидкости рассчитано раздельно. Маркерная диагностика позволяет оперативно идентифицировать обводнявшийся порт и принять меры по РИР или операцию по закрытию порта при наличии управляемой компоновки. При оперативном принятии решения по РИР или закрытию порта происходи перераспределение фильтрационных потоков с дополнительной добычей 7200 тонн нефти в течении 2-х лет.
 |
Рисунок 3. Визуализация расчета эффективности ликвидации прорыва воды с 3-м порте горизонтальной скважины с 5-ти стадийным МГРП.
Рассмотрим третий сценарий, где в результате расчета также используется горизонтальный ствол с 5 рабочими интервалами, стимулированными с помощью МГРП и окруженный четырьмя вертикальными нагнетательными скважинами с гидроразрывом I1, I2, I3 и I4. При выявлении с помощью цикла маркерной диагностики высокого дебита по воде следуют пробные изменения режимов в каждой из нагнетательных скважин (4 отбора проб в течение 2х месяцев). При определении нагнетательной скважины, наиболее влияющей на обводненность следует прекращение или снижение расхода, что ведет к увеличению добычи нефти на 2 989 тонн за в течение 2-х лет.
|
Рисунок 4 – Визуализация селективного управления скважинами ППД.