SPE 196830 Эволюция маркерной диагностики профилей притоков горизонтальных скважин

SPE 196830 Эволюция маркерной диагностики профилей притоков горизонтальных скважин

Абстракт

 

Интерес к построению профиля притока горизонтальных скважин с помощью маркерных технологий обусловлен не только объективными сложностями при проведении и интерпретации промыслово-геофизических исследований, но также и тем фактом, что существующие технологии позволяют получить данные о забое скважины лишь в очень коротком разрезе времени нахождения комплекса ПГИ в стволе. Маркерные технологии способствуют получению данных в гораздо большем объеме и практически в режиме нонстоп на протяжении нескольких лет без изменения режима работы скважины, что в свою очередь позволяет фиксировать влияние множества внешних факторов на работу интервалов горизонтального ствола.

Данная статья представляет собой опыт испытания и внедрения маркерных технологий в периметре ПАО «Газпромнефть» в период с 2016 по 2019 годов и направлена на систематизацию задач и целей, требований к вопросам работоспособности технологии, а также на важные вопросы при процедурах тендерования для недропользователя.

 

Введение

 

Разработка месторождений ТРИЗ, относящихся к Баженовской свите, является актуальной задачей по причине истощенности действующих крупных месторождений. На данный момет суммарный объем добычи этих видов углеводородов составляет около 1%, но наблюдается его неуклонный рост и возможность конкурировать с проектами по добыче нефти из традиционных запасов. По расчетам аналитиков, к 2020–2025 годам на долю нефти, полученной из альтернативных источников, будет приходиться порядка 5% мировой нефтедобычи. В России приоритетным направлением разработки нетрадиционных запасов углеводородов является сланцевая нефть. Значительное распространение «доманикоидов» и «баженитов» по площади и в разрезе в пределах основных нефтегазовых пластов, а также обилие в них промышленных притоков свидетельствуют о потенциальной возможности организации масштабной добычи этой нефти с применением современных технологий. По некоторым оценкам перспективы добычи нефти из баженовской свиты в России к 2020 году оцениваются в 15–20 млн тонн, а к 2030 году – в 70 млн тонн.

Специфика баженовской свиты состоит в том, что процесс преобразования органического вещества в нефть еще не завершен, поэтому в коллекторе наряду с легкой нефтью содержатся углеводороды вместе с породообразующей частью – керогеном. Уникальной промышленной ценностю является высокая нефтенасыщенность. Эти углеводороды являются высококачественными – легкие, малосернистые и без других вредных примесей, не требуют значительных затрат на первичную и глубокую переработку. История совместной разработки баженовско-абалакского комплекса залежей баженовской свиты в центральной части Западной Сибири доказывает, что она отличается от разработки традиционных коллекторов. 

Отмечены следующие характерные черты:

- переменное по площади распределение скважин с высоким начальным дебитом;

- значительная амплитуда начальных и последующих дебитах, колеблющихся от тонн в сутки до нескольких сотен тонн в сутки;

- аномально высокое пластовое давление, превосходящее давление гидростатики на 60%, что указывает, во-первых, на наличие значимых запасов нефти, которые привели к разрыву пласта и повышению давления, во-вторых, на потенциально высокие коэффициенты извлечения нефти на упругом режиме разработки;

- значительное увеличение дебитов скважин после проведения гидроразрыва пласта (ГРП);

- резкий спад производительности скважины: в течение года дебит может снизиться на порядок. 

При наличии значимых запасов ключевым фактором является проницаемость пласта. На сегодняшний момент главным механизмом, который может обеспечить приток флюида в скважины из баженовской свиты является фильтрация нефти через систему естественных протяженных трещин. Однако реальная трещиноватость развита слабо, а проницаемость варьируется в пределах 0,001-0,03 мкм². Возможно, именно с этим связано отсутствие притока в скважинах с явно нефтенасыщенным керном.

В связи с отмеченной технологической задачей разработки баженовской свиты определяющим является создание вторичной проницаемости нефтенасыщенной матрицы за счет плотной системы наведенных трещин. Это гарантирует технология бурения горизонтальных скважин с многочисленными ГРП. При этом основной задачей ГРП является обеспечение усиленного растрескивания пласта, создание вторичной проницаемости в зоне дренирования скважины. В силу технических сложностей проведения промыслово-геофизических исследований и неоднозначностью полученных результатов в горизонтальных стволах месторождений с ТРИЗ, крайне актуальной является задача получения новых методов оценки качества работ по гидроразрыву пласта и оценки работы горизонтального ствола в дополнение к традиционной расходометрии, термометрии, влагометрии, шумометрии и микросейсмике.

Задачи для маркерной диагностики работы горизонтальных скважин с МГРП:

 

Одним из инструментов, позволяющих получить развернутую информацию с забоя скважины, является маркерная диагностика профилей притоков скважин с применением высокотехнологичных материалов. Этот подход позволяет осуществить решение задачи разработки месторождений ТРИЗ с увеличением количества и частоты получаемой с забоя горизонтальной скважины информации, используемой для:

· Анализа долгосрочной динамики результатов интерпретации данных маркерной диагностики профилей притоков;

· Выработки рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации скважины с МГРП (дебит по нефти, обводненность);

· Оценки выработки запасов углеводородов;

· Локализации остаточных подвижных запасов;

· Рекомендаций по изменению режима работы скважин;

· Определения динамических характеристик трещин МГРП;

· Дополнительных инструментов валидации данных микросейсмического мониторинга и промыслово-геофизических исследований;

· Анализа геологического строения месторождения и имеющейся информации по скважинам с МГРП;

· Актуализации геологической модели с учетом новых скважин с МГРП;

· Воспроизведения процесса выработки запасов на секторных трехмерных гидродинамических моделях с учетом данных работы каждого интервала;

· Оценки целесообразности уплотняющего бурения по данным ГДИС.

 

Первый опыт применения

 

В 2016 году «Газпромнефть-НТЦ» инициировало пилотный проект по закачке маркированного пропанта в процессе 11ти ступенчатом многостадийном гидроразрыве пласта в скважину 29340ГС Приобского месторождения. По итогам данных интерпретации проб пластового флюида, сервисной компанией были зафиксированы маркеры кодов 10 и 11, которые по стечению обстоятельств не были закачаны в данную скважину. В результате технология была доработана по целому ряду направлений, включая усиление контроля качества, производства, а также усовершенствование существующих и внедрение новых средств интерпретации данных и идентификации маркеров в пластовом флюиде.

NN	Этапы проведения работ	Статус
1	Синтез квантовых маркеров-репортеров	Глубокие изменения
2	Синтез полимерно-покрытого маркированного пропанта	Глубокие изменения
3	Контроль качества произведенной продукции	Внедрено
4	МГРП под авторским надзором супервайзера	Внедрено
5	Отбор проб согласно установленному графику	Оптимизировано
6	Доставка проб в лабораторию	Оптимизировано
7	Пробоподготовка	Глубокие изменения
8	Инструментальный анализ	Глубокие изменения
9	Обработка данных методом машинного обучения	Внедрено
10	Проверка и интерпретация результатов	Глубокие изменения
11	Выдача отчетов Заказчику	Оптимизировано

Процесс применения технологии был разбит на этапы, тщательно проанализирован и подвергся значительным изменениям с результатами, представленными в Таблице 1.

 

Этап N 1. При термобарических испытаниях продукта в условиях близких к пластовым была отмечена недостаточная термостабильность квантовых маркеров-репортеров, ведущая к гибели более 60% маркеров при длительном воздействии температуры свыше 90С и 30% потеря интенсивности ответного сигнала квантовых точек при длительном термическом воздействии.

Также было отмечено, что после воздействия температуры некоторые сигнатуры (коды) становятся трудноразличимыми. Так, например коды маркеров N1 и N3 могли приниматься за один код при определенных условиях. Это обусловлено тем, что при длительных воздействиях высоких температур (> 100 С) интенсивность флуоресценции некоторых квантовых точек может снижаться (чаще всего более коротковолновые - менее устойчивые) при условиях, когда изначальная концентрация данных сигнатур не очень высокая, а состав нефтяного флюида имеет специфические параметры. Так, например, для более вязкой нефти пришлось разработать более сложную процедуру пробоподготовки – перевода маркеров из нефти в дистиллированную воду.

Также более вязкая нефть имеет повышенными значениями автофлуоресценции компонентов углеводородной фазы, что приводит к деформации области многомерного пространства параметров, характеризующих маркер. Это приводило к сближению областей обнаружения и последующему наложению кодов N1 и N3 друг на друга, что в свою очередь затрудняет их количественное и качественное определение. С целью решения этих проблем процедура синтеза маркеров-репортеров была изменена с целью получения более термостабильного продукта, изменения содержания квантовых точек в полимерных сферах для повышения точности определения. Для сложноразличимых сигнатур, таких как N 1 и N 3, были повышены изначальные количества квантовых точек в полимерных сферах, таким образом, чтобы изменения, вызванные высокими температурами, не затрудняли дальнейший анализ.

Этап N 2 В базовой версии технологии полимерное покрытие пропанта, содержащее маркеры, реагировало на воду и нефть одновременно, то есть являлось амфифильным. При этом выделение в водную фазу было на порядок ниже, чем в нефтяную, что вносило значительную погрешность в измерения и требовало корреляций с помощью расчетов.   

Химический состав полимерного покрытия пропанта был полностью изменен с целью создания олеофильных (OF) и гидрофильных (HF) маркеров, что позволило ориентировать продукт по различным фазам пластового флюида. Так как вода имеет большое значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз, маркеры-репортеры размером 0,2-0,4 микрон не могут перейти из одной фазы в другую – для них граница раздела фаз является непреодолимой преградой. Замечательным примером может служить водомерка, которая способна находится на водной глади.  

Возможность перехода маркеров из водной в углеводородную фазу флюида и обратно определяется набором различных свойств этих фаз, таких как состав, температура, давление, наличие механических примесей и т.д. Эти факторы в прямо или косвенно влияют на поверхностное натяжение на границе раздела фаз флюида. Кроме того, возможность перехода маркеров также зависит от свойств поверхности самого маркера. Благодаря высокому значению поверхностного натяжения, специфическим свойствам поверхности маркера такой переход возможен только в экстремальных условиях (скорость движения частицы более 20 м/с относительно границы раздела), что подтверждается теоретическими расчетами и лабораторными экспериментами (ссылка на SPE 192564).

В итоге технология была обеспечена селективным индикатором по каждой части нефтяного флюида. Также новое покрытие было более технологичным, что позволило увеличить длительность выделения маркеров из покрытия пропанта с одного года в базовой версии до трех лет при дебитах жидкости 200-250 тонн в сутки. На Рисунке 5 показано взаимодействие олеофильного пропанта с водой, в результате которого отмечено отсутствие смачивания. При этом, гидрофильный пропант смачивается водой очень хорошо. При МГРП закачивается по 7,5 тонн гидрофильного и олеофильного пропанта вперемешку в последней пачке.

 

 

Рисунок 5. Смешанные олеофильный (OF) и гидрофильный (HF) пропанты.

 

Рисунок 6. Фотографии обновленных маркеров-репортеров с квантовыми точками в сканирующем электронном микроскопе VEGA TESCAN

Этап N 3. Было отмечено, что производственный цикл производства маркированного пропанта не обеспечивает надлежащую проверку контроля качества продукции, что представляло риски несоответствия фактических и заявленных сигнатур маркеров в оболочке пропанта. С целью коррекции были переработаны «Положение о производстве», «Система менеджмента качества». В частности, помимо уже внедренных стандартных исследований прочностных и физических характеристик пропанта, была введена двойная проверка качества произведенной продукции – на производстве и в лаборатории, а также отбор арбитражных проб маркированного пропанта при осуществлении МГРП. То есть еще до фактической закачки в скважину в лаборатории производятся смывки с маркированного пропанта соответствующей партии, где подтверждается фактическое соответствие сигнатур (кодов) маркеров заявленным.           

Этап N4. Изначально применение технологии подразумевало интерпретацию на основе одной пробы пластового флюида объемом несколько литров, отбираемой единоразово, что не обеспечивало репрезентативность выборки. С целью учета пробкового течения в скважине, влияния периодической работы ЭЦН и возможной неравномерности работы интервалов скважины, были внедрены два типовых графика отбора проб, представленных в Таблице 2. Под этот график была создана упаковка тары (Рисунок 7), обеспечивающая надежное хранение проб флюида во время транспортировки, разработана этикетка, которая не теряет данных контакте с нефтью и подобраны морозостойкие фломастеры для ее заполнения.

 

Рисунок 7. Тара для отбора проб пластового флюида

 

Таблица 2. График отбора проб пластовой жидкости на скважине № ___ Вынгаяхинского месторождения при проведении работ по диагностике и мониторингу профилей притоков с применением маркированного пропанта.

Месяц

Дни

Итого

Проб

Кол-во иссле-дований

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31/1 Март                                                                   Апрель         10         10                   10                   10   40 4 Май                             10                             10   20 2 Июнь                                                 2 2 2 2 2     10 1 Июль                                                                   Август                                                 2 2 2 2 2     10 1 Сентябрь                                                                   Октябрь                                                 2 2 2 2 2     10 1 Ноябрь                                                                   Декабрь                                                 2 2 2 2 2     10 1 Январь‘20                                                                   Февраль‘20                                                 2 2 2 2 2     10 1 Март ‘20                                                                   Апрель‘20                                                 2 2 2 2 2     10 1

ИТОГО:

120 12

Примечания:

1. По согласованию с Заказчиком даты отбора проб могут быть изменены.

2. Проба состоит из одной емкости объемом 1 л. Пробы отбираются с интервалом 1 час.

3. В первый месяц после запуска скважины в эксплуатацию пробы отбираются:

· на 5-й день после даты запуска скважины в эксплуатацию отбирается 10 образцов с интервалом в 1 час;

· на 10-й день после даты запуска скважины в эксплуатацию отбирается 10 образцов с интервалом в 1 час;

· на 20-й день после даты запуска скважины в эксплуатацию отбирается 10 образцов с интервалом в 1 час;

· на 30-й день после даты запуска скважины в эксплуатацию отбирается 10 образцов с интервалом в 1 час;

 

4. Во второй месяц после запуска скважины в эксплуатацию пробы отбираются:

· на 15-й день день отбирается 10 образцов с интервалом в 1 час;

· на 30-й день день отбирается 10 образцов с интервалом в 1 час;

 

5. На третий месяц после запуска скважины в эксплуатацию пробы отбираются:

· в течение 5-ти дней (по 2 пробы в день с интервалом в 1 час) – 25-29 числа месяца;

 

6. Далее пробы отбираются 1 раз в 2 месяца:

· в течение 5-ти дней по 2 пробы в день с интервалом в 1 час) – 25-29 числа месяца.

7. По результатам анализа каждого пакета из 10 проб, отобранных за месяц, предоставляется промежуточный отчет в течение 25 календарных дней (но не ранее, чем через 14 календарных дней с даты получения проб в лаборатории).

По окончании мониторинга предоставляется итоговый отчет, включающий в себя обобщенные результаты по итогам исследований по определению профилей притоков горизонтальной скважины.

Данные количественного определения маркеров в образцах пластового флюида в дальнейшем визуализируются в виде, показанном на Рисунке N8, отражая процентный вклад ступеней по нефти и воде в обдищй дебит скважины

 

Рисунок 8. Распределение накопленного дебита нефти и по воде по стадиям МГРП

 

       На Рисунке N9 показана типовая визуализация динамики работы продуктивных интервалов/ ступеней МГРП скважины по данным маркерной диагностики.

 

Рисунок 9. Динамика работы продуктивных интервалов скважины по данным маркерной диагностики

Данные Заказчика

Данные претендента

  Код маркера Фактическая масса, г Фактическое содержание, % Код маркера Определенное содержание, %   … … … … …   … … … … …  

 

Критерии успешности лабораторного исследования:

· Во всех образцах коды определены верно на 100 %.

· Процентное соотношение кодов определено с относительной погрешностью не более 10 % (т.е. если фактическое содержание сигнатуры составило 20 %, то допустимым считается диапазон 18-22%).

Проведение процедуры показано на Рисунке N 10

 

Рисунок 10. Проведение «слепого теста». Подготовка смесей с различными концентрациями маркированного материала, а также процедура маркирования жидкости для проверки работоспособности технологии.

 

Результаты сравнения данных, определенных компанией разработчиком маркерной технологии и фактических данных комиссии Заказчика для маркированного пропанта представлены в Таблице 3.

 

Таблица 3 – Результаты количественного определения маркеров по пропанту

Смесь				Шифр	Код	%	Смесь	Шифр	Код	%	Масса, г	%
№1	WT	1	24	№1	WT	1	24,99	249,95	0,99
	WG	2	25		WG	2	25,34	253,35	0,34
	WR	3	16		WR	3	14,99	149,98	1,01
	WU	4	0		WU	4	0	0	-
	WP	5	35		WP	5	34,68	346,88	0,32
	Итого		100		Итого		100,00	1000,16	-
№2	AR	6	29	№2	AR	6	26,78	273,76	2,22
	AQ	7	18		AQ	7	18,16	185,62	0,16
	AT	8	11		AT	8	12,37	126,47	1,37
	AY	9	13		AY	9	12,32	125,95	0,68
	AW	10	29		AW	10	30,37	310,5	1,37
	Итого		100		Итого		100,00	1022,3	-
Среднее значение расхождения, %									0,94

 

Процедура пробоподготовки

 

Оборудование, используемое для идентификации маркеров в пробах пластового флюида, работает с водными и близкими к водным растворами. Реальный флюид, содержащий маркеры – это нефть, смесь нефти и воды, эмульсия, которая ко всем прочему может содержать в себе различные примеси: песок, глину, соли, пузырьки газа, а также органические неоднородности. Процедура пробоподготовки направлена на перевод маркеров в дистиллированную воду с отделением всех примесей, при этом не потеряв значительное количество маркеров. Для решения этой задачи используются совокупности различных физико-химических методов: селективное фильтрование, центрифугирование, концентрирование и сорбция. В итоге получаем маленькую пробирку чистой жидкости, содержащую квинсистенцию маркеров-репортеров из отобранной жидкости, схематично показанную на Рисунке N11. Опытно-лабораторные работы по подбору комплексной методики перевода маркеров из пластового флюида в чистый раствор заняли 1.5 года, в течении которых было испытано порядка 30 различных методик. В результате в 2019 году команде разработчиков удалось достичь сохранения не менее, чем 90% маркеров.

 

Рисунок 11. Схематичный перевод маркеров из пластового флюида в дистиллированную воду, идентификация и подсчет

Резюме проекта

Проведенный комплекс испытаний и полевого применения позволяет сделать заключение о работоспособности технологии маркерного мониторинга профиля притока горизонтальных скважин и существующем потенциале для ее развития. На сегодняшний день в периметре «Технологического полигона Бажен» технология успешно применена на 5 скважинах с высокостадийным МГРП (10-15 стадий):

· 1930 куста №77 Вынгаяхинское месторождение;

· 138 - куста №417 Пальяновское месторождение, проведено успешное сравнение с ПГИ;

· 331 куста №33Б Вынгаяхинское месторождение - проведено успешное сравнение с ПГИ;

· 221ГС куста №425 Красноленинское месторождение Пальяновской площади;

· 201 куста №426 Красноленинское месторождение Пальяновской площади.

 

SPE 196830 Эволюция маркерной диагностики профилей притоков горизонтальных скважин

Абстракт

 

Интерес к построению профиля притока горизонтальных скважин с помощью маркерных технологий обусловлен не только объективными сложностями при проведении и интерпретации промыслово-геофизических исследований, но также и тем фактом, что существующие технологии позволяют получить данные о забое скважины лишь в очень коротком разрезе времени нахождения комплекса ПГИ в стволе. Маркерные технологии способствуют получению данных в гораздо большем объеме и практически в режиме нонстоп на протяжении нескольких лет без изменения режима работы скважины, что в свою очередь позволяет фиксировать влияние множества внешних факторов на работу интервалов горизонтального ствола.

Данная статья представляет собой опыт испытания и внедрения маркерных технологий в периметре ПАО «Газпромнефть» в период с 2016 по 2019 годов и направлена на систематизацию задач и целей, требований к вопросам работоспособности технологии, а также на важные вопросы при процедурах тендерования для недропользователя.

 

Введение

 

Разработка месторождений ТРИЗ, относящихся к Баженовской свите, является актуальной задачей по причине истощенности действующих крупных месторождений. На данный момет суммарный объем добычи этих видов углеводородов составляет около 1%, но наблюдается его неуклонный рост и возможность конкурировать с проектами по добыче нефти из традиционных запасов. По расчетам аналитиков, к 2020–2025 годам на долю нефти, полученной из альтернативных источников, будет приходиться порядка 5% мировой нефтедобычи. В России приоритетным направлением разработки нетрадиционных запасов углеводородов является сланцевая нефть. Значительное распространение «доманикоидов» и «баженитов» по площади и в разрезе в пределах основных нефтегазовых пластов, а также обилие в них промышленных притоков свидетельствуют о потенциальной возможности организации масштабной добычи этой нефти с применением современных технологий. По некоторым оценкам перспективы добычи нефти из баженовской свиты в России к 2020 году оцениваются в 15–20 млн тонн, а к 2030 году – в 70 млн тонн.

Специфика баженовской свиты состоит в том, что процесс преобразования органического вещества в нефть еще не завершен, поэтому в коллекторе наряду с легкой нефтью содержатся углеводороды вместе с породообразующей частью – керогеном. Уникальной промышленной ценностю является высокая нефтенасыщенность. Эти углеводороды являются высококачественными – легкие, малосернистые и без других вредных примесей, не требуют значительных затрат на первичную и глубокую переработку. История совместной разработки баженовско-абалакского комплекса залежей баженовской свиты в центральной части Западной Сибири доказывает, что она отличается от разработки традиционных коллекторов. 

Отмечены следующие характерные черты:

- переменное по площади распределение скважин с высоким начальным дебитом;

- значительная амплитуда начальных и последующих дебитах, колеблющихся от тонн в сутки до нескольких сотен тонн в сутки;

- аномально высокое пластовое давление, превосходящее давление гидростатики на 60%, что указывает, во-первых, на наличие значимых запасов нефти, которые привели к разрыву пласта и повышению давления, во-вторых, на потенциально высокие коэффициенты извлечения нефти на упругом режиме разработки;

- значительное увеличение дебитов скважин после проведения гидроразрыва пласта (ГРП);

- резкий спад производительности скважины: в течение года дебит может снизиться на порядок. 

При наличии значимых запасов ключевым фактором является проницаемость пласта. На сегодняшний момент главным механизмом, который может обеспечить приток флюида в скважины из баженовской свиты является фильтрация нефти через систему естественных протяженных трещин. Однако реальная трещиноватость развита слабо, а проницаемость варьируется в пределах 0,001-0,03 мкм². Возможно, именно с этим связано отсутствие притока в скважинах с явно нефтенасыщенным керном.

В связи с отмеченной технологической задачей разработки баженовской свиты определяющим является создание вторичной проницаемости нефтенасыщенной матрицы за счет плотной системы наведенных трещин. Это гарантирует технология бурения горизонтальных скважин с многочисленными ГРП. При этом основной задачей ГРП является обеспечение усиленного растрескивания пласта, создание вторичной проницаемости в зоне дренирования скважины. В силу технических сложностей проведения промыслово-геофизических исследований и неоднозначностью полученных результатов в горизонтальных стволах месторождений с ТРИЗ, крайне актуальной является задача получения новых методов оценки качества работ по гидроразрыву пласта и оценки работы горизонтального ствола в дополнение к традиционной расходометрии, термометрии, влагометрии, шумометрии и микросейсмике.

Задачи для маркерной диагностики работы горизонтальных скважин с МГРП:

 

Одним из инструментов, позволяющих получить развернутую информацию с забоя скважины, является маркерная диагностика профилей притоков скважин с применением высокотехнологичных материалов. Этот подход позволяет осуществить решение задачи разработки месторождений ТРИЗ с увеличением количества и частоты получаемой с забоя горизонтальной скважины информации, используемой для:

· Анализа долгосрочной динамики результатов интерпретации данных маркерной диагностики профилей притоков;

· Выработки рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации скважины с МГРП (дебит по нефти, обводненность);

· Оценки выработки запасов углеводородов;

· Локализации остаточных подвижных запасов;

· Рекомендаций по изменению режима работы скважин;

· Определения динамических характеристик трещин МГРП;

· Дополнительных инструментов валидации данных микросейсмического мониторинга и промыслово-геофизических исследований;

· Анализа геологического строения месторождения и имеющейся информации по скважинам с МГРП;

· Актуализации геологической модели с учетом новых скважин с МГРП;

· Воспроизведения процесса выработки запасов на секторных трехмерных гидродинамических моделях с учетом данных работы каждого интервала;

· Оценки целесообразности уплотняющего бурения по данным ГДИС.