Актуальность технологии продиктована многими современными проблемами разработки нефтегазовых месторождений. Значительную долю в структуре запасов нефти на текущий момент составляет нефть, сосредоточенная в подгазовых зонах. Их разработка осложнена необходимостью борьбы с прорывами газа. Проблемы разработки контактных запасов на сегодня остаются актуальными, решение данных проблем является одной из первоочередных задач многих нефтедобывающих компаний. Эффективная разработка нефтегазовых залежей тесно сопряжена с развитием технологических компетенций в области контроля притока [1, 2].

Ключевыми идеями концепции устройств контроля притока являются выравнивание профиля притока вдоль горизонтального ствола, а также ограничение притока в скважину нежелательных фаз. Эффективность устройств обусловлена двумя факторами:

• разбиение ствола скважины на участки с различными фильтрационно-емкостными свойствами, называемые сегментами;
• наличие разницы в вязкостях между целевым флюидом (нефтью) и нежелательными (газом и водой). Чем больше эта разница, тем более эффективно будут работать устройства контроля притока.

Технология УКП продолжает свое развитие уже более 30 лет, на территории РФ устройства находят все большее применение.

Среди существующих технологий контроля притока можно выделить три основные группы, которые позволяют в той или иной степени бороться с негативными явлениями в виде прорывов газа и воды: пассивные, автономные и клапаны с дистанционной активацией с поверхности.
Пассивные УКП представляют собой штуцер, создающий дополнительное сопротивление притоку
в интервале сегментированного участка горизонтальной скважины. Путем установки разного количества и типоразмера УКП в интервалах горизонтального ствола достигается выравнивание профиля притока. Данное решение является достаточно недорогим и позволяет несколько отсрочить прорывы [3, 4]. Однако, после того как прорыв произойдет, устройство не ограничит приток, а продолжит работать без изменений характеристик.
Автономные УКП — это следующее поколение решений в области контроля притока, которое позволяет, помимо выравнивания профиля притока, селективно ограничивать приток в интервалах с прорывами газа и воды. Принцип работы основан на различии вязкостей нефти, газа и воды. Автономные УКП доказали свою высокую эффективность в промысловых условиях, но в условиях рассматриваемого объекта могут использоваться только для ограничения прорывов газа, прорыв воды ограничить невозможно по причине схожих вязкостей нефти и воды [5].

Интеллектуальные системы управления добычей — клапаны с дистанционной активацией
с поверхности. Преимущество данной технологии — это возможность полного ограничения прорывов за счет закрытия отдельных интервалов. Недостатки — это высокая стоимость и необходимость прямого управления, то есть отсутствие автономности.
Целью работы является оценка эффективности применения интеллектуальных систем управления притоком в условиях карбонатного коллектора. Основными предпосылками к использованию технологии является образование конусов газа и воды в процессе эксплуатации горизонтальных скважин. Геологическими особенностями объекта являются преобладание трещинной проводимости, а также наличие обширных подгазовых зон со значительными газонасыщенными толщинами. Снижение рисков прорыва газа и воды позволит продлить жизненный цикл скважин
и повысить рентабельность разработки в целом.
В качестве объекта исследования выступает нефтегазовое месторождение, коллектор карбонатный с преимущественно трещинной проводимостью, значительная часть запасов сосредоточена в подгазовых и водонефтяных зонах. В рамках опытно-промышленных работ (ОПР) были выделены
4 зоны со схожей динамикой показателей работы скважин (рис. 1).

Группа 1 — нефтяная зона — характеризуется максимальными нефтенасыщенными толщинами (ННТ), небольшими толщинами газонасыщенной и водонасыщенной частей. Группа
2 — водонефтяная зона с меньшими нефтенасыщенными толщинами по отношению к группе 1.
Группа 3 — подгазовая зона, характеризуется значительными газонасыщенными толщинами. Группа 4 — краевая зона с небольшими нефтенасыщенными толщинами и большим количеством подстилающей воды. На текущий момент контур инвестиционных решений сосредоточен в зонах 1 и 2. При этом разработка зон 3 и 4 осложнена прорывами газа в зоне 3 и воды в зоне 4. Эти зоны являются наиболее приоритетными направлениями для ОПР интеллектуальных систем контроля притока.

Анализ показателей работы действующего фонда также выявил, что ощутимая часть фонда работает с высокой обводненностью более 80 % (31 % скважин) и с высоким газовым фактором (7 % фонда). Это в некоторой степени подтверждает выводы, сделанные по результатам ОПР. Закономерность по работе скважин с повышенным газонефтяным фактором (ГНФ) при м-факторе (отношение порового объема, занятого газом, к поровому объему, занятому нефтью) более 0,5 не установлена (рис. 2).

При этом следует отметить, что на текущий момент наиболее активно разрабатываются залежи с небольшим м-фактором (менее 0,5), в то время как залежи с большим м-фактором остаются рисковыми зонами и требуют выработки эффективных подходов к их разработке (рис. 3).

Остановимся на некоторых особенностях работы коллектора, характерных для исследуемого объекта. В ходе изучения результатов проведенных промысловых геофизических исследований (ПГИ) выявлено несколько факторов, осложняющих формирование оптимального дизайна заканчивания с применением УКП. Во-первых, анализ ПГИ показал, что в ходе проведения исследований профиля притока невозможно определить количественный состав притока.
По результатам исследований приток оценен лишь качественно (есть приток / нет притока).
Оценка поинтервальной продуктивности скважин указанными методами невозможна. Оценка профиля притока по количеству/плотности трещин также не дает информации о профиле притока, причем как на качественном, так и на количественном уровне (рис. 4).

Наличие трещины в интервале не гарантирует наличия притока. Кроме того, отсутствие притока на момент исследования не означает отсутствия притока в будущем. Учитывая все вышеизложенные факторы, наиболее эффективной стратегией расстановки, исключающей риски перекрытия работающих интервалов, является только равномерная расстановка устройств по стволу.
Для оценки эффективности управляемых УКП использована секторная гидродинамическая модель участка пласта, адаптированная под работу фонда одной из четырех ранее описанных групп.
В расчетах реализована модель многосегментной скважины для учета потерь давления вдоль ствола, добавлены ограничения по ГНФ и обводненности и перезапуск скважины каждые 30 дней. Вариант с управляемыми УКП дополнен группировкой перфораций в 5 вскрытий — это обусловлено ограничением по максимальному количеству клапанов, доведенному со стороны недропользователя. В случае достижения ограничения по ГНФ или обводненности скважина без УКП отключается полностью, скважина с УКП отключает наихудшее вскрытие. После чего через
30 дней происходит проверка выполнения условия — если обводненность вернулась к значениям меньше 98 %, а газонефтяной фактор — менее 2 500 м³/м³, то скважина/сегмент снова включаются
в работу. Всего было рассчитано четыре секторные гидродинамические модели по два сценария
в каждой для четырех групп скважин, выделенных в рамках ОПР.

Результаты расчета по зоне 1 представлены на рисунке 5. Эффект от применения управляемых УКП в этой зоне незначительный. Это объясняется недостижением экономических ограничений по скважине. Общая накопленная добыча составляет 208,8 тыс. м³ для варианта без УКП
и 211,2 тыс. м³ для варианта с УКП. Эффекта за счет снижения накопленной добычи газа и воды также не наблюдается.

По группе 2 (рис. 6) эффект также незначительный по причине недостижения установленных ограничений. Накопленная добыча нефти составляет 101,7 тыс. м3 для варианта с УКП
и 102,8 тыс. м³ для варианта без УКП. Отмечается более раннее выбытие скважины по отношению
к скважинам других групп.

Группа 3 характеризуется мощной газовой шапкой. По данной группе значительный эффект наблюдается за счет ограничения прорывов газа (рис. 7). Эффект составляет порядка 30 %
в пересчете на накопленную добычу нефти относительно базового варианта. Более высокие дебиты в варианте с УКП обусловлены большим коэффициентом эксплуатации скважины по отношению
к скважине без УКП. Плавный рост обводненности объясняется периодической работой скважины (по причине достижения предельного ГНФ) и более медленным подтягиванием конуса воды. Нестабильное поведение показателей в начальные периоды объясняется непрерывным отключением и включением интервалов при работе УКП либо всей скважины в варианте без УКП. При подходе конуса газа интервал отключается, после чего, по мере расформирования конуса, вновь вступает в работу.

Результаты по четвертой, краевой, группе представлены на рисунке 8. Здесь накопленная добыча достаточно низкая, однако применение УКП позволяет значительно увеличить накопленную добычу за счет ограничения прорывов воды. Причины нестабильности показателей в начальном периоде аналогичны группе 3. Накопленная добыча для варианта без УКП составляет 20,2 тыс. м³, для варианта с УКП — 24,9 тыс. м³. Более низкие показатели накопленной добычи по сравнению с другими группами объясняются меньшей эффективной нефтенасыщенной толщиной в зоне залежи, соответствующей группе 4.