Адаптация технологии строительства многоствольных скважин по уровню TAML-1 на Новопортовском месторождении для раздельного учета добычи по каждому пласту
Самигуллин Л.Р., Алексеев А.В., Зимогляд М.Б., Наговицын В.М., Васечкин Д.А., Быдзан А.Ю., Большаков В.В., Дробот А.В.
ООО «Газпромнефть-Ямал»,
ООО «Газпромнефть-Заполярье»,
ООО «ГеоСплит»
Ключевые особенности Новопортовского месторождения — комплексное геологическое строение и наличие остаточных запасов углеводородов. Проблема осложняется значительными запасами нефти, находящимися под массивными газовыми шапками. Достижение экономической рентабельности
в таких геологических условиях предопределяет применение новых технологий. В статье рассмотрен опыт строительства многоствольной скважины по новой схеме заканчивания уровня TAML-1 с использованием свойств непроницаемой кровли одного из пластов и технологии динамического маркерного мониторинга для раздельного учета добычи по каждому объекту разработки.
в таких геологических условиях предопределяет применение новых технологий. В статье рассмотрен опыт строительства многоствольной скважины по новой схеме заканчивания уровня TAML-1 с использованием свойств непроницаемой кровли одного из пластов и технологии динамического маркерного мониторинга для раздельного учета добычи по каждому объекту разработки.
Введение
Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение — крупнейшее на полуострове Ямал за пределами северного полярного круга. Значительные запасы нефти и газа были доказаны еще в 1964 году, но отсутствие транспортной инфраструктуры и сложное геологическое строение долгое время не позволяли начать полномасштабную разработку [1].
В ходе разведки месторождения большинство скважин, пробуренных в первые три года, оказались водяными или не затрагивающими продуктивные пласты. Скважины, пробуренные в своде структуры, вскрыли продуктивные пласты на наиболее высоких гипсометрических отметках и при испытании дали притоки газа с высоким содержанием конденсата. Эти результаты дали повод считать Новопортовское месторождение газоконденсатным. Слабые признаки нефти, полученные при испытании некоторых скважин, позволили предположить наличие нефтяных оторочек.
Промышленно значимые запасы нефти, газа и конденсата сосредоточены в терригенных отложениях нижнего мела и в юрских пластах на глубине от -1 850 до -2 020 м.
Пласты в основном представлены морскими, дельтовыми песчаниками с переслаиванием глин и плотных карбонатизированных пропластков с проницаемостью от 1 до 30 мД. В верхнеюрских породах встречаются также угольные отложения континентального происхождения.
Восточная часть месторождения осложнена многочисленными тектоническими нарушениями, приводящими к высокоамплитудным смещениям пластов от нескольких до десятков метров. Все продуктивные пласты в купольной части представлены газовой шапкой с промышленно значимыми запасами природного газа (рис. 1).
В ходе разведки месторождения большинство скважин, пробуренных в первые три года, оказались водяными или не затрагивающими продуктивные пласты. Скважины, пробуренные в своде структуры, вскрыли продуктивные пласты на наиболее высоких гипсометрических отметках и при испытании дали притоки газа с высоким содержанием конденсата. Эти результаты дали повод считать Новопортовское месторождение газоконденсатным. Слабые признаки нефти, полученные при испытании некоторых скважин, позволили предположить наличие нефтяных оторочек.
Промышленно значимые запасы нефти, газа и конденсата сосредоточены в терригенных отложениях нижнего мела и в юрских пластах на глубине от -1 850 до -2 020 м.
Пласты в основном представлены морскими, дельтовыми песчаниками с переслаиванием глин и плотных карбонатизированных пропластков с проницаемостью от 1 до 30 мД. В верхнеюрских породах встречаются также угольные отложения континентального происхождения.
Восточная часть месторождения осложнена многочисленными тектоническими нарушениями, приводящими к высокоамплитудным смещениям пластов от нескольких до десятков метров. Все продуктивные пласты в купольной части представлены газовой шапкой с промышленно значимыми запасами природного газа (рис. 1).
Рис. 1. Разрез поперек купольной структуры Новопортовского месторождения
Основными объектами разработки нефтяной оторочки на старте проекта являлись продуктивные пласты с высокой проницаемостью 25–100 мД и с мощностью пласта до 35 м. Однако основная часть запасов месторождения сосредоточена в верхнеюрских отложениях пластов мощностью до 25 м с высокой изменчивостью геологического разреза, расчлененностью коллекторов и проницаемостью не более 5 мД, а также в маломощных нижнемеловых пластах мощностью до 5 м и проницаемостью 10–15 мД.
Разработка таких комплексных объектов требует новых подходов в бурении, освоении и разработке месторождения, поскольку тиражируемые решения нерентабельны в силу высокой стоимости технологий бурения, которые не окупаются добычей нефти и газа в современных экономических реалиях.
Традиционная конструкция скважин Новопортовского месторождения предполагает бурение скважин многоколонной конструкции со спуском эксплуатационной колонны в кровлю целевого продуктивного пласта и длиной горизонтального участка от 1 000 до 2 000 м.
Разработка таких комплексных объектов требует новых подходов в бурении, освоении и разработке месторождения, поскольку тиражируемые решения нерентабельны в силу высокой стоимости технологий бурения, которые не окупаются добычей нефти и газа в современных экономических реалиях.
Традиционная конструкция скважин Новопортовского месторождения предполагает бурение скважин многоколонной конструкции со спуском эксплуатационной колонны в кровлю целевого продуктивного пласта и длиной горизонтального участка от 1 000 до 2 000 м.
Особенности конструкции скважин
Геохимические особенности нефтей различных структурных элементов Волго-Уральского региона
Геохимические особенности нефтей различных структурных элементов Волго-Уральского региона
Помимо строительства скважин традиционной конструкции накоплен существенный опыт бурения многозабойных скважин для увеличения зоны дренирования. На конец 2021 года завершено 75 МЗС уровня TAML-1
с наличием от двух до пяти обсаженных стволов в каждой скважине, при этом их стволы располагаются в рамках одного продуктивного пласта [3].
Учитывая неоднородность разреза и относительно высокие затраты на бурение скважин, вовлечение в работу малодебитных участков разных пластов путем строительства отдельных скважин для их разработки нерентабельно. Перед кросс-функциональной командой недропользователя стояла задача повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) и поиска максимально эффективного решения с точки зрения капитальных затрат. После анализа существующих технологий в области строительства многоствольных скважин было сформировано заключение о нецелесообразности применения технологий уровня TAML 2–5 по причине их стоимости и поставлена задача: разработать собственное решение [2]. В итоге была разработана концептуальная схема заканчивания многоствольных скважин, использующих характеристики горной породы в интервале кровли пласта и комплекс набухающих пакеров для создания изолированного узла разветвления (рис. 2).
с наличием от двух до пяти обсаженных стволов в каждой скважине, при этом их стволы располагаются в рамках одного продуктивного пласта [3].
Учитывая неоднородность разреза и относительно высокие затраты на бурение скважин, вовлечение в работу малодебитных участков разных пластов путем строительства отдельных скважин для их разработки нерентабельно. Перед кросс-функциональной командой недропользователя стояла задача повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) и поиска максимально эффективного решения с точки зрения капитальных затрат. После анализа существующих технологий в области строительства многоствольных скважин было сформировано заключение о нецелесообразности применения технологий уровня TAML 2–5 по причине их стоимости и поставлена задача: разработать собственное решение [2]. В итоге была разработана концептуальная схема заканчивания многоствольных скважин, использующих характеристики горной породы в интервале кровли пласта и комплекс набухающих пакеров для создания изолированного узла разветвления (рис. 2).
Рис. 2. Концептуальная схема заканчивания скважины по технологии TAML-1
При таком подходе первым этапом осуществляется посадка башмака эксплуатационной колонны в непроницаемый пропласток между двумя целевыми продуктивными пластами. Затем производится бурение первого ствола на верхний пласт с его последующим креплением фильтровым хвостовиком. Конструкция хвостовика предусматривает наличие глухих труб, набухающего пакера и внутренней кассеты с маркерными лентами. «Голова» хвостовика представлена переводником с лево-правой резьбой, что обеспечивает надежность отделения от транспортной колонны при низких затратах.
Зарезка нового ствола в нижний пласт осуществляется компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) для последующего бурения без привлечения дополнительного оборудования методом наработки желоба. По достижении проектного забоя производится подъем КНБК и крепление ствола хвостовиком. Хвостовик представлен (снизу вверх) башмаком, фильтровыми трубами в интервале коллектора, глухими трубами в зоне перехода в непроницаемый пропласток, оснащенными внутренней кассетой с маркерными лентами. Интервал точки разветвления изолирован набухающими пакерами и представлен одиночной перфорированной трубой и глухими трубами со стандартной подвеской хвостовика в эксплуатационной колонне. Данная конструкция обеспечивает возможность управления притоком из каждого ствола отдельно (путем штуцирования и/или изоляции того или иного ствола).
В случае, когда скважина вскрывает более одного пласта, требуется проводить раздельный учет добычи по каждому объекту разработки в соответствии с законодательством. Для этих целей была выбрана технология динамического маркерного мониторинга, которая в отличие от традиционных методов промыслово-геофизические исследований не имеет ограничений при данной конструкции скважин.
Зарезка нового ствола в нижний пласт осуществляется компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) для последующего бурения без привлечения дополнительного оборудования методом наработки желоба. По достижении проектного забоя производится подъем КНБК и крепление ствола хвостовиком. Хвостовик представлен (снизу вверх) башмаком, фильтровыми трубами в интервале коллектора, глухими трубами в зоне перехода в непроницаемый пропласток, оснащенными внутренней кассетой с маркерными лентами. Интервал точки разветвления изолирован набухающими пакерами и представлен одиночной перфорированной трубой и глухими трубами со стандартной подвеской хвостовика в эксплуатационной колонне. Данная конструкция обеспечивает возможность управления притоком из каждого ствола отдельно (путем штуцирования и/или изоляции того или иного ствола).
В случае, когда скважина вскрывает более одного пласта, требуется проводить раздельный учет добычи по каждому объекту разработки в соответствии с законодательством. Для этих целей была выбрана технология динамического маркерного мониторинга, которая в отличие от традиционных методов промыслово-геофизические исследований не имеет ограничений при данной конструкции скважин.
Технология маркерных исследований скважин без проведения внутрискважинных операций
Технология маркерных исследований скважин основана на применении высокоточных индикаторов притока пластового флюида — квантовых маркеров-репортеров [4]. Композиционные материалы с маркерами интегрируются в специальные внутрискважинные кассеты, устанавливаемые в компоновку нижнего заканчивания многозабойной скважины (рис. 3). Маркированный материал представляет собой пластичный композит — маркерные ленты, которые высвобождают индикаторы в пластовый флюид с устойчивой концентрацией и длительностью. Комбинация разных типов маркерных лент, олеофильных и гидрофильных, обеспечивает высвобождение маркеров исключительно в целевую фазу пластового флюида — соответственно,
в нефть и в воду. Для оценки работы каждого из стволов многозабойной скважины предусматривается индивидуальный код маркеров.
в нефть и в воду. Для оценки работы каждого из стволов многозабойной скважины предусматривается индивидуальный код маркеров.
Рис. 3. Внутрискважинные кассеты с маркерными лентами
После завершения полевой операции по спуску хвостовиков с внутрискважинными маркерными кассетами в ходе дальнейшей эксплуатации скважины проводят исследования притока путем отбора проб пластовой жидкости с устья скважины и их анализа с применением аппаратно-программного комплекса методов проточной цитометрии. Данный метод основан на исследовании сред в режиме поштучного анализа элементов дисперсной фазы по сигналам светорассеяния
и позволяет с высокой точностью определить количественное распределение маркеров на нефть
и на воду каждого кода. Срок жизни маркеров составляет десятки лет, а свойства материала
и количество содержащихся в нем маркеров позволяют проводить мониторинг профилей притока
в течение длительного срока — не менее 5 лет.
Данные динамического маркерного мониторинга добывающей скважины в совокупности с анализом истории работы объекта исследования и скважин ближайшего окружения позволяют разработать рекомендации по оптимизации процесса разработки сложных объектов.
и позволяет с высокой точностью определить количественное распределение маркеров на нефть
и на воду каждого кода. Срок жизни маркеров составляет десятки лет, а свойства материала
и количество содержащихся в нем маркеров позволяют проводить мониторинг профилей притока
в течение длительного срока — не менее 5 лет.
Данные динамического маркерного мониторинга добывающей скважины в совокупности с анализом истории работы объекта исследования и скважин ближайшего окружения позволяют разработать рекомендации по оптимизации процесса разработки сложных объектов.
Динамика профиля притока за годовой период мониторинга
Работы по динамическому маркерному мониторингу профиля и состава притока в двуствольной скважине Новопортовского месторождения проводились с декабря 2020 г. по октябрь 2021 г. Горизонтальные стволы объекта исследования вскрывают тектонически экранированную ловушку, ограниченную двумя разломами, формирующими структуру в виде ступенчатого сброса (рис. 4). Целевые пласты разделены непроницаемыми пропластками преимущественно глинистого состава, что позволяет разделить добычу по каждому стволу. Поскольку траектория нижнего горизонтального ствола проходит вблизи водонефтяного контакта, существуют риски роста обводненности скважины в процессе эксплуатации.
Рис. 4. Разрез исследуемой горизонтальной скважины по кубу насыщения
За весь период мониторинга проведено 8 исследований, по результатам которых получено распределение работы стволов скважины за каждый период (рис. 5).
Рис. 5. Динамика работы стволов скважины № XXX1
По данным маркерного мониторинга и проведенного анализа геологических особенностей участка и имеющихся на нем объектов формализованы следующие наблюдения. В первые три месяца мониторинга отмечается неравномерная работа стволов с преимущественным вкладом 2 горизонтального ствола, что связано с неустановившимся режимом фильтрации флюида по объектам разработки. Начиная со следующего квартала прослеживается относительно равномерная выработка пластов с незначительным преобладанием вклада 1 горизонтального ствола, а также постепенное увеличение обводненности пластовой продукции в процессе эксплуатации скважины.
Площадь расположения исследуемой маркированной скважины № ХХХ1 включает множественные разломы. С востока от объекта исследования расположен водонефтяной контакт — возможная система проводящих трещин могла способствовать образованию процесса фильтрации воды при снижении пластового давления в восточной части рассматриваемого участка, в том числе в области дренирования маркированной скважины.
При переходе от относительных величин (процентного распределения работы стволов) к абсолютным отметкам (кубическим метрам в сутки) видна тенденция к снижению энергетического состояния объектов разработки в процессе эксплуатации скважины (рис. 6).
Площадь расположения исследуемой маркированной скважины № ХХХ1 включает множественные разломы. С востока от объекта исследования расположен водонефтяной контакт — возможная система проводящих трещин могла способствовать образованию процесса фильтрации воды при снижении пластового давления в восточной части рассматриваемого участка, в том числе в области дренирования маркированной скважины.
При переходе от относительных величин (процентного распределения работы стволов) к абсолютным отметкам (кубическим метрам в сутки) видна тенденция к снижению энергетического состояния объектов разработки в процессе эксплуатации скважины (рис. 6).
Рис. 6. Динамика работы стволов скважины в абсолютных значениях
По динамике работы в абсолютных значениях отмечается значительное расхождение в работе стволов скважины в первые месяцы эксплуатации: резкое падение дебита жидкости в январе 2021 года (проседание) в работе 1 ствола, вскрывающего пласт АВ1, свидетельствует о нестационарном характере процессов фильтрации в дренируемой зоне.
Динамика работы 2 горизонтального ствола, вскрывающего пласт АВ2, демонстрирует плавное снижение промыслового параметра, обусловленное наличием газонапорного режима, при котором основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В данном случае нефть вытесняется под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в прикровельной части залежи. Высокая проницаемость пласта АВ2, в несколько раз превышающая проницаемость пласта АВ1, является благоприятным условием для наиболее эффективного проявления газонапорного режима.
Сложность эксплуатации скважин при таком режиме заключается в том, что прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти, в связи с чем рекомендуется проводить непрерывный контроль за работой исследуемого объекта и скважин, расположенных вблизи газовой шапки.
Динамика изменения промысловых показателей (снижение дебита жидкости и забойного давления) указывает на явный эффект истощения в области дренирования скважины (рис. 7). Данный вывод также подтверждается запускным давлением после длительной остановки скважины, которое по сравнению с начальным значительно уменьшилось.
Динамика работы 2 горизонтального ствола, вскрывающего пласт АВ2, демонстрирует плавное снижение промыслового параметра, обусловленное наличием газонапорного режима, при котором основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В данном случае нефть вытесняется под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в прикровельной части залежи. Высокая проницаемость пласта АВ2, в несколько раз превышающая проницаемость пласта АВ1, является благоприятным условием для наиболее эффективного проявления газонапорного режима.
Сложность эксплуатации скважин при таком режиме заключается в том, что прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти, в связи с чем рекомендуется проводить непрерывный контроль за работой исследуемого объекта и скважин, расположенных вблизи газовой шапки.
Динамика изменения промысловых показателей (снижение дебита жидкости и забойного давления) указывает на явный эффект истощения в области дренирования скважины (рис. 7). Данный вывод также подтверждается запускным давлением после длительной остановки скважины, которое по сравнению с начальным значительно уменьшилось.
Рис. 7. История работы маркированной скважины № ХХХ1
Стремительное увеличение газового фактора с момента повторного запуска скважины после остановки характеризуется понижением уровня газонефтяного контакта. По мере уменьшения уровня контакта газ прорывается к скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности. В таком случае важно оптимизировать расход энергии расширения газа газовой шапки с целью рентабельной эксплуатации нефтяных скважин.
Резкое увеличение газового фактора также может быть связано с изменением режима работы залежи, а именно с переходом из газонапорного режима в режим растворенного газа, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. Естественная смена режимов работы залежи может быть обусловлена изменением равновесия в пласте, вызванного, в свою очередь, снижением забойного давления.
Помимо распределения работы стволов исследуемой скважины для раздельного учета добычи из двух пластов с разными фильтрационно-емкостными свойствами, данные динамического маркерного мониторинга позволяют выполнять контроль показателей добычи без остановки работы скважины, а также сформировать рекомендации по ее оптимизации.
Для уменьшения обводненности пластовой продукции и снижения газового фактора рекомендовано рассмотреть возможность изменения режима работы исследуемой скважины № XXX1 путем незначительного снижения депрессии, а также контролировать величину забойного давления для исключения режима эксплуатации скважины при забойном давлении ниже давления насыщения.
Резкое увеличение газового фактора также может быть связано с изменением режима работы залежи, а именно с переходом из газонапорного режима в режим растворенного газа, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. Естественная смена режимов работы залежи может быть обусловлена изменением равновесия в пласте, вызванного, в свою очередь, снижением забойного давления.
Помимо распределения работы стволов исследуемой скважины для раздельного учета добычи из двух пластов с разными фильтрационно-емкостными свойствами, данные динамического маркерного мониторинга позволяют выполнять контроль показателей добычи без остановки работы скважины, а также сформировать рекомендации по ее оптимизации.
Для уменьшения обводненности пластовой продукции и снижения газового фактора рекомендовано рассмотреть возможность изменения режима работы исследуемой скважины № XXX1 путем незначительного снижения депрессии, а также контролировать величину забойного давления для исключения режима эксплуатации скважины при забойном давлении ниже давления насыщения.
Рис. 8. Элементы конструкции узла разветвления
Рис. 9. Потенциал тиражирования технологии для многоствольных скважин (Вариант А)
Рис. 10. Потенциал тиражирования технологии для многоствольных скважин (Вариант Б)
ИТОГИ
Рассматриваемая многоствольная скважина пробурена без превышения плановых сроков строительства, в соответствии с плановым профилем и закончена безаварийно. Общий дебит многоствольной скважины равен сумме дебитов двух отдельных скважин на те же цели. При этом сокращение капитальных затрат (CAPEX) и сроков строительства составило около 38 %, что позволяет судить о доказанной эффективности разработанного решения.
ВЫВОДЫ
Конструкция узла разветвления обеспечивает возможность селективного отсечения как бокового (с помощью профильного перекрывателя), так и основного ствола (мостовая пробка) в случае прорыва нежелательного флюида. При этом существует возможность доработки конструкции точки разветвления за счет применения управляемой муфты взамен перфорированной трубы (рис. 8).
Применение управляемой муфты значительно расширяет возможности для тиражирования технологии как в части строительства многоствольных скважин с охватом до трех смежных пластов, так и многозабойных скважин на один продуктивный пласт за счет возможности управления добычей отдельных ответвлений (рис. 9–10).
В дополнение конструкция обеспечивает раздельный учет добычи по каждому пласту без остановки добычи. При этом затраты на регулярное проведение интерпретации проб с квантовыми маркерами компенсируются снижением эксплуатационных затрат на насосную установку и работу бригад ремонта скважин.
Работы по маркерному мониторингу профилей притоков в объекте исследования, описанные в данной статье, продолжаются на ежеквартальной основе. Накопленные данные и информация с каждого нового периода исследований позволяет вырабатывать новые рекомендации и адресно подходить к оптимизации разработки минерально-сырьевой базы Новопортовского месторождения.
Применение управляемой муфты значительно расширяет возможности для тиражирования технологии как в части строительства многоствольных скважин с охватом до трех смежных пластов, так и многозабойных скважин на один продуктивный пласт за счет возможности управления добычей отдельных ответвлений (рис. 9–10).
В дополнение конструкция обеспечивает раздельный учет добычи по каждому пласту без остановки добычи. При этом затраты на регулярное проведение интерпретации проб с квантовыми маркерами компенсируются снижением эксплуатационных затрат на насосную установку и работу бригад ремонта скважин.
Работы по маркерному мониторингу профилей притоков в объекте исследования, описанные в данной статье, продолжаются на ежеквартальной основе. Накопленные данные и информация с каждого нового периода исследований позволяет вырабатывать новые рекомендации и адресно подходить к оптимизации разработки минерально-сырьевой базы Новопортовского месторождения.
ЛИТЕРАТУРА
- Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение. URL: https://neftegaz.ru/tech-library/mestorozhdeniya/141582-novoportovskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie (дата обращения: 10.12.2021).
- Классификация многоствольных технологий TAML. URL: https://neftegaz.ru/tech-library/burenie/142482-klassifikatsiya-taml (дата обращения 15.12.2021).
- Пильник С., Зимогляд М., Булатов Ф., Бурков Ф., Дубровин А., Абалтусов Н. Успешный опыт строительства многозабойных скважин по технологии TAML-1 на Новопортовском месторождении. Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва, 15–17 октября 2018, SPE-191521-RU.
- Шестаков Д.А., Галиев М.М., Овчинников К.Н., Малявко Е.А. Комплексный подход к эффективной разработке месторождений интеллектуального мониторинга притока горизонтальных скважин // Территория Нефтегаз. 2019. № 6. С. 64–71.
Самигуллин Л.Р., Алексеев А.В., Зимогляд М.Б., Наговицын В.М., Васечкин Д.А., Быдзан А.Ю., Большаков В.В., Дробот А.В.
ООО «Газпромнефть-Ямал», Тюмень, Россия,
ООО «Газпромнефть-Заполярье», Тюмень, Россия, ООО «ГеоСплит», Москва, Россия
a.bydzan@geosplit.ru
ООО «Газпромнефть-Ямал», Тюмень, Россия,
ООО «Газпромнефть-Заполярье», Тюмень, Россия, ООО «ГеоСплит», Москва, Россия
a.bydzan@geosplit.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы: электронная база данных технической библиотеки
с описанием Новопортовского месторождения, его геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.
Методы: графическое изображение динамики работы стволов скважины, описание результатов лабораторного анализа серий образцов единичных проб скважинной продукции.
с описанием Новопортовского месторождения, его геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.
Методы: графическое изображение динамики работы стволов скважины, описание результатов лабораторного анализа серий образцов единичных проб скважинной продукции.
многоствольные скважины, технологии строительства скважин, TAML, динамический маркерный мониторинг, профиль притока, раздельный учет добычи
Самигуллин Л.Р., Алексеев А.В., Зимогляд М.Б., Наговицын В.М., Васечкин Д.А., Быдзан А.Ю., Большаков В.В. Дробот А.В. Адаптация технологии строительства многоствольных скважин по уровню TAML-1 на Новопортовском месторождении для раздельного учета добычи
по каждому пласту // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 1. С. 36–42. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-36-42
по каждому пласту // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 1. С. 36–42. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-36-42
26.01.2022
УДК 622.24.085.2
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-36-42
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-36-42
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88