Повышение эффективности моделирования притока к газоконденсатным горизонтальным скважинам при помощи инструмента определения профиля притока

Abstract

Разработка месторождений углеводородного сырья с использованием горизонтальных скважин позволяет с минимальной депрессией достигнуть рентабельных дебитов и повысить коэффициент извлечения нефти. После запуска в работу горизонтальной скважины и в процессе ее последующей эксплуатации необходимо провести промысловые геофизические исследования для оценки состояния ствола скважины и оптимизации разработки. Но при проведении и интерпретации таких исследований могут возникнуть затруднения с качественным и количественным определением такого важного показателя, как профиль притока, что может свидетельствовать о низкой информативности проведенного исследования. Негативное влияние этого фактора на добычу углеводородного сырья может выступить в качестве существенной причины значительных просчетов в разработке месторождений углеводородов. В данной работе рассмотрены основные причины низкой информативности промыслово-геофизических исследований в скважинах с горизонтальным окончанием, а также способы повышения точности данных исследований. Целью работы является создание цифрового инструмента по определению профиля притока флюида к газовым горизонтальным добывающим скважинам по данным скважинной барометрии, который может дополнить или заменить низкоинформативную во многих случаях механическую расходометрию. Представлено описание методики расчета и осуществлена на основе реальных промысловых данных проверка эффективности созданного инструмента. Расчетным путем показана его эффективность. Так, построенная расчетная эпюра давления имеет хорошую сходимость с промысловыми данными, расчетный дебит также совпал с фактическим. Оценены риски и дальнейшие улучшения предлагаемого инструмента.

The development of hydrocarbon deposits using horizontal wells makes it possible to achieve profitable flow rates with minimal depression and increase the oil recovery factor. Having launched and running a horizontal well, it is necessary to conduct field geophysical surveys to assess the condition of the wellbore and optimize development. But when conducting and interpreting such studies, difficulties may arise with the qualitative and quantitative determination of such an important indicator as the inflow profile, which may indicate the low information content of the study. The negative impact of this factor on the production of hydrocarbon raw materials can act as a significant reason for significant miscalculations in the develop ment of hydrocarbon fields. This paper discusses the main reasons for the low information content of field geophysical surveys in wells with horizontal completion, as well as ways to improve the accuracy of survey data. The goal of the work is to create a digital tool for determining the profile of fluid inflow to gas horizontal production wells based on well barometry data, which can complement or replace mechanical flow metering, which is low-informative in many cases. A description of the calculation methodology is presented and the effectiveness of the created tool is verified based on real field data. Its effectiveness has been shown by calculation; the calculated pressure diagram has good convergence with field data, and the calculated flow rate also coincides with the actual flow rate. The risks and further improvements of the proposed tool are assessed.