Исследуемое месторождение является многопластовым, запасы углеводородного сырья неравномерно распределены в пределах нескольких продуктивных пластов, при этом 80 % из них осложнены наличием газовых шапок и подстилающей воды, что затрудняет объединение групп одновозрастных отложений в состав единых объектов разработки.
На текущий момент выявлены следующие особенности геологического строения:

• высокая доля контактных запасов (риск конусообразования газа и воды);
• наличие различных водонефтяных и газонефтяных контактов в пределах одной залежи (рис. 1);
• линзовидное строение и высокая расчлененность коллектора;
• наличие непрогнозируемых зон замещения.

Кроме того, на месторождении имеются залежи с высоковязкой нефтью (до 300 мПа·с),
их доля в структуре запасов месторождения составляет 35 %. Ввод этих пластов в разработку планируется после 2030 года.
Основные трудности, возникающие при разработке объектов исследуемого месторождения:

• прорывы газа газовых шапок и подошвенной воды;
• снижение пластового давления из-за сдвига ввода объектов инфраструктуры;
• технологические проблемы.

Прорывы газа и резкое обводнение скважин происходят по причине того, что пласты в основном представлены маломощными нефтяными оторочками (от 2 до 20 м, в среднем 7 м), с газовыми шапками или подстилаемыми водой. Это приводит к преждевременному выбытию скважин по высокому ГФ или высокой обводненности и снижению темпов выработки запасов пласта [3].
Снижение пластового давления в нефтяной оторочке влияет на дебиты и газовый фактор скважин. Возникающий градиент давления между газовой шапкой и нефтяной оторочкой приводит к прорыву газа к стволу скважины. При значительных отборах газа скважиной в газовой шапке постепенно снижается пластовое давление, что в последствии приводит к миграции нефти в газовую шапку и к частичной потере извлекаемых запасов нефти.
Основные технологические проблемы для скважин в контактных запасах:

• негерметичность пакера гидравлического для манжетного цементирования (ПГМЦ), которая приводит к прорыву газа или воды к интервалу перфорации скважины по заколонному пространству;
• низкое качество селективной изоляции обводненных или газующих интервалов вследствие слабых прочностных свойств слагающих горных пород.

По состоянию на 01.2024 г. на рассматриваемом месторождении оборудованы АУКП 11 скважин, восемь из которых характеризуются продолжительным временем эксплуатации — более 6 месяцев (табл. 1). Все скважины имеют горизонтальное окончание (одноствольные, многозабойные с двумя или пятью стволами). При этом стоит отметить, что скважины пробурены на объекты разработки, представленные нефтяными оторочками с различными нефтенасыщенными толщинами (от 3 до 11 м) и вязкостью нефти (от 5 до 50 сПз).

В рамках оценки эффективности скважин, оборудованных АУКП, сформирована система мониторинга, включающая в себя три этапа:
1. Сопоставление эксплуатационных показателей скважин с АУКП и ближайших скважин без АУКП.
2. Оценка распределения притока по устройствам с помощью гидродинамического симулятора.
3. Анализ сопоставления данных маркерных систем и ПГИС.

Для выявления эффекта от применения АУКП выполнено сравнение технологических показателей, приведенных к единой дате, между скважиной с АУКП и ближайшими скважинами без АУКП. Для оценки эффективности сопоставлены следующие показатели по скважинам: дебит нефти и жидкости, обводненность продукции и газовый фактор.
Для примера рассмотрим показатели эксплуатации скважины № 6, оборудованной АУКП. По ней наблюдается обводненность ниже, чем в окружающих скважинах без АУКП,
и дебит нефти выше при сопоставимом дебите жидкости, что свидетельствует о наличии эффекта от применения АУКП (рис. 2).

В процессе мониторинга оценивалось соответствие пропускной способности устройств контроля притока по жидкости и газу относительно расчетных, полученных на основании экспериментальных зависимостей «расход-перепад давления» при выполненных стендовых испытаниях АУКП (табл. 2).

Так, на примере скважины № 6 отмечаются меньшие фактические удельные расходы на одно устройство относительно расчетных расходов. Это подтверждает, что АУКП исправно (не повреждено при спуске, нет влияния эрозии и т.д.).
По результатам фактической эксплуатации скважин, оборудованных АУКП, выявлены следующие закономерности.
Во-первых, в условиях повышенной вязкости нефти (31 сПз) на пластах группы А на скважинах с АУКП наблюдается эффект в виде снижения обводненности относительно ближайших скважин (рис. 3). Лучший эффект на пластах с вязкой нефтью обусловлен принципом работы устройств, основанных на законе Бернулли [4]. Сумма статического и динамического давления, а также потери давления на трение по направлению течения постоянны. Устройство ограничивает приток флюидов низкой вязкости. В случае нефти пластов группы А на устройствах АУКП создается меньшее противодавление за счет меньшей скорости фильтрации.

Во-вторых, в условиях маловязкой нефти (5–7 сПз) на пластах группы Б отмечается отсутствие эффекта по ограничению газа и воды. Более высокий ГФ по пластам группы Б в газонефтяной зоне связан с неподтверждением заводских характеристик устройств с одной стороны, а также сниженным пластовым давлением (ниже давления насыщения) и значительным выделением растворенного газа в районе пробуренных скважин с другой стороны (рис. 4). В этой связи для пластов группы Б планируется пересмотреть диаметр штуцеров для АУКП с 5 до 2,5 мм для более эффективного ограничения притока газа.

Гидродинамическое моделирование (ГДМ) позволяет оценить распределение потоков флюидов по устройствам контроля как в течение фактического периода эксплуатации скважины, так и на прогнозный период. Полученное распределение дебитов на определенный момент времени можно сопоставить с результатами ПГИС и/или маркерных исследований [2] для оценки корректности модели и внесения правок в настройку модели при необходимости.
Технологические расчеты показателей разработки, полученные с помощью ГДМ, учитывают:

• основные особенности геологического строения залежей;
• неоднородность строения, фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов;
• физико-химические свойства насыщающих флюидов и закачиваемых в пласт агентов вытеснения;
• систему размещения скважин и возможность ее трансформации;
• режимы работы скважин;
• результаты ПГИС, ГДИС.

На рисунках 5 и 6 представлены схема размещения АУКП по горизонтальному стволу (нумерация АУКП начинается с «носочной» части) и распределение притока нефти по устройствам контроля на скважинах №№ 1 и 3, которые дополнительно оборудованы маркерными системами. На трехмерных диаграммах распределения доли притока показано, как в гидродинамической модели меняется дебит нефти на каждом автономном устройстве за время работы скважины.

Для распределения притоков по устройствам АУКП характерно соответствие максимального притока интервалам с максимальными значениями коэффициента проницаемости, однако при этом на величину притока также оказывает значительное влияние величина пластового давления в дренируемом пропластке [5].
С течением времени по отдельным устройствам скважин наблюдается перераспределение притока между устройствами. Например, в скважине № 1 по устройству АУКП3 в течение работы скважины видно увеличение доли дебита, а по устройству АУКП9 видно уменьшение доли дебита. Это говорит о перераспределении притока вдоль ствола скважины из-за увеличения обводненности и ГНФ в отдельных интервалах.
Таким образом, на основе результатов гидродинамического моделирования можно получать распределение притоков по каждому устройству и при необходимости давать рекомендации по корректирующим мероприятиям на скважине (изоляция интервалов, обработка интервалов) либо рекомендации по выполнению ПГИС для уточнения источника обводнения или интервала прорыва газа.

Три из восьми скважин (№№ 1, 2, 3), приведенных в таблице 1, оборудованы маркерными системами с возможностью определения доли притока по каждому интервалу фильтра по трем фазам (газ, нефть, вода). В рамках мониторинга осуществлен отбор маркированных проб и лабораторный анализ с промежутком в 6 месяцев.
По скважине № 1, расположенной в газонефтяной зоне, наибольший приток по нефтяной и по газовой фазе по данным маркерных исследований отмечается в области интервалов 2 и 4 (рис. 5, 7). На протяжении всего периода отбора проб профиль притока характеризуется как «неравномерный».

В последующем на скважине № 1 проведены следующие мероприятия:
1. ПГИС № 1 2023 г. — основной приток газа отмечается из интервала 5–38 % при незначительном притоке нефти — 12 %. Показатели скважины перед ПГИС № 1 Qн = 29 т/сут, Qг = 99,6 тыс. м³/сут, ГНФ = 3 320 м3/т, Рзаб = 60 атм;
2. Ремонтно-изоляционные работы 2023 г по закрытию АУКП № 13, 14 (5-й интервал);
3. ПГИС № 2 2023 г. — отмечается отсутствие притока из АУКП № 13, из АУКП № 14 отсутствует приток газа, но отмечается приток нефти — 12 % (либо некорректные показания при исследовании, либо данный интервал АУКП не закрыт, приток газа отсутствует в связи с влиянием жидкости глушения скважины и/или расформированием конуса газа). Также отмечается кратный рост доли притока газа и нефти в интервале № 3, что связано с перераспределением потока в связи с изоляцией 5-го интервала. Показатели скважины после ПГИС Qн = 89 т/сут, Qг = 25,9 тыс. м³/сут, ГНФ = 291 м³/т, Рзаб = 64 атм. Прирост дебита нефти после выполнения РИР составил 60 т/сут.
Следует отметить, что по скважине № 1 отмечается расхождение профилей притока, полученных на основе ПГИС и маркерных проб.
По скважине № 2, расположенной в водонефтяной зоне, отмечается снижение доли объема притока из «носочной» части (интервалы 1, 2) с максимальной обводненностью. Это связано либо с работой АУКП, либо со снижением пластового давления в пропластке. Основной объем нефти добывает интервал № 4, приуроченный к «пяточной», что коррелирует с прогнозной продуктивностью по интерпретации геофизических данных.
По скважине № 3, расположенной в газонефтяной зоне, ПГИС проведены в декабре 2022 г. и феврале 2023 г. Исследования отличаются способом вызова притока. В декабре 2022 г.
приток вызывался компрессированием, при этом выйти на рабочую депрессию при ПГИС не удалось в связи с техническими ограничениями компрессора (рабочая депрессия — 41 атм, депрессия при ПГИС — 9,5 атм). В феврале 2023 г. при выполнении исследования приток вызывался с помощью электроцентробежного насоса с байпасной системой. Данное оборудование обеспечило выход на рабочую депрессию (депрессия при ПГИС — 53 атм).
По скважине № 3 также отмечается расхождение профилей притока, полученных на основе ПГИС и маркерных проб (рис. 6, 8). По данным ПГИС основной приток газа поступает из интервала № 3, при этом приток нефти из этого интервала незначительный. С учетом максимального ГФ в интервале № 3 планируется механическое закрытие АУКП.

Таким образом, по результатам комплексного анализа маркерных исследований и ПГИС диагностируется изменение профилей притока вдоль горизонтальных частей скважин с выделением интервалов прорывов газа и воды. Данная информация успешно используется при реализации ремонтно-изоляционных работ (пример по скважине № 1).