| Περιγραφή: |
Переход от наклонно-направленных скважин (ННС) к горизонтальным (ГС) наряду с повышением эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) привел к появлению дополнительных неопределенностей, не свойственных для ННС. В частности, вопрос локализации запасов и неопределенность по распределению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) при разработке однорядной системой ГС+ГС становится еще более трудоемкой задачей. Рассмотренный в работе подход позволяет оценить ФЕС и распределение добычи по каждому фрак-порту ГС в отдельности без удорожания проекта разработки, т.е. является альтернативой длительным ГДИС и дорогостоящему ПГИ. Для применения предлагаемого подхода достаточно исходной информации по давлению с забойного манометра, расхода жидкости при проведении ГРП, PVT свойств пластового флюида, ГФХ коллектора и параметров заканчивания. На основе данных по проведенным ГРП и ГДИС на ННС строятся корреляции: «проницаемость-общие утечки» и «пластовое давление-давление смыкания трещины», по которым оценивается ФЕС коллектора, а так же распределение добычи по каждому фрак-порту в отдельности. Предлагаемый подход универсален и применим на любом нефтяном месторождении, где выполняется ГРП с наличием забойного манометра в компоновке. Transition from directional wells to horizontal is not only an efficiency increase of hard-to-extract reserves development , but also additional uncertainties that were not inherent to directional wells. In particular, the challenge of reserves localization and uncertainty in distribution of reservoir properties in a single-row system development become an even more laborious task. The approach considered in the paper makes it possible to evaluate reservoir properties and distribution of production for each frac port of horizontal wells separately without increasing the cost of the development. The developed approach is an alternative to a long-term well testing and well logging, which involve shutting down wells for the period of testing. To apply the proposed approach, downhole pressure gauge data, fluid flow rate during hydraulic fracturing, PVT properties of the reservoir fluid, reservoir characterization and completion parameters are sufficient. Based on output data, the following correlations are constructed: "permeability - total/instant leakoff" and "reservoir pressure - fracture closure pressure", which are used to estimate reservoir properties, as well as distribution of production for each frac-port separately. The proposed approach is universal and applicable to any horizontal wells with hydraulic fracturing and bottomhole pressure gauge in the assembly. |