The paper presents the experience of well test results for geological and simulation models correction at the stages of experimental industrial exploitation and industrial exploitation of the heavy oilfield with a system with horizontal wells. The potential for each borehole can be influenced by the geological structure of the reservoir (boundaries, Facies, Water-Oil Contact, Gas-Oil Contact, etc.) and the perfection of technological completion (contamination of the bottom zone, lack of inflows from the horizontal segment, etc). An instrument to clarify the structure of the reservoir and the perfecting of the autopsy is the conduct of the well test. As a result of the studies carried out, the PK_1-3 reservoirs were characterized by characteristics contrary to the standard approaches of the well test in horizontal wells [1.6]. The theoretical reasons for these features are discussed in the paper. The most important issue for decision-making on the further development of the deposit is the introduction of a reservoir-pressure system. The guestion of the need to introduce the injection wells or to work in elastic mode? In the case of pumping, drilling to the target well reservoir or to the water of the saturated power? At the initial stage of development, these issues are one of the main concerns in connection with the active drilling of the field and significant selection of the mining fund. Thus, the process of reducing pressure on the reservoir may lead to irreversible phase transitions associated with the allocation of gas. This article discusses a comprehensive assessment of the well test structure of the reservoir, an approach to estimating the aguifer. In the joint work of the wells, there is a parallel influence between the boreholes and the interference of the pressure through the well. In relation to the relationship and response value, the "total" capacity was calculated and the areas with the greatest influence of the aguifer were identified, and the geological relationship of the neighboring Wells was refined. Similarly, the rate of pressure drop in the work of the aguifers has been calculated and conclusions reached. A conceptual strategy has been developed for reservoirs of similar abundance in order to reduce prematurely the risks of reduced reservoir pressure.

Настоящая статья основана на результатах полевых испытаний, проведенных на одном из зрелых нефтяных месторождений Паннонского бассейна на территории Сербии, разработка, которого началась в 1952 г. Изучаемый объект представляет собой слабо-консолидированный песчаный пласт, высокой проницаемости, эксплуатация которого была осложнена выносом песка и высокой вязкостью добываемой продукции. Пласт сильно истощен, что увеличивает тенденцию к выносу песка. В прошлом традиционные методы борьбы с пескопроявлениями показали себя не эффективными и ухудшали показатели добычи. Ключевой задачей этого испытания было достижение значительного отрицательного скин-фактора в сильно истощенном неконсолидированном пласте, насыщенном высоковязкой нефтью. Стандартные операции с установкой гравийных систем частично ограничивали вынос песка, а также увеличивали скин-фактор, что негативно влияло на добычу. В пилотных испытаниях применялось ГРП другой модификации - по сравнению с обычными операциями по гидроразрыву с установкой гравийного фильтра. Для обеспечения максимальной проводимости трещин была применена технология ГРП с концевым экранированием трещины (TSО). При эксплуатации после проведения ГРП определялся дебит скважины с оценкой выноса твердой фазы. Если наблюдался вынос песка, тогда устанавливались песчаные фильтры с помощью бригады КРС. После спуска фильтров скважины запускались в добычу. Позже были выполнены успешные испытания с использованием цилиндрического проппанта, что полностью обеспечило контроль выноса песка без установки фильтров и позволило оптимизировать добычу. Ввиду отсутствия стандартных данных для успешного моделирования ГРП на выбранном месторождении, прогнозирование результатов было затруднено. Ключевую роль играл термокаротаж, который можно провести только при свободном доступе к забою. Анализ результатов пилотных испытаний на приемистость и термокаротажа помогли восполнить недостающие данные. Эти результаты помогли выполнить калибровку геомеханических моделей, что позволило спроектировать схему ГРП. На текущий момент выполнено 10 скважино-операций. Несмотря на высокую концентрацию проппанта (более 1800 кг/м³), случаев screenout, зарегистрировано не было. Прирост добычи нефти по скважинам от 2 до 5 раз без выноса песка. Скважины обеспечивают стабильный рост добычи в течение первого полугода эксплуатации. В настоящей статье описаны упрощенные методы и технологии, применяемые для обеспечения устойчивого повышения добычи на этом зрелом месторождении.