Актуальность работы обусловлена тем, что большинство карбонатных залежей нефтяных месторождений Верхнего Прикамья, приуроченных к рифовым структурам, относится к коллекторам трещинно-порового типа. При разработке таких сложнопостроенных объектов продуктивность скважин зависит от раскрытости и проницаемости трещин, их относительной емкости и взаимной сообщаемости между трещинами и матрицей, от азимутального распространения естественных трещин по площади залежей. Указанные параметры и факторы по-разному проявляются на отдельных участках залежей в процессе их разработки, и в этой связи вопрос оценки и прогнозирования коэффициентов продуктивности добывающих скважин нефтяных месторождений Верхнего Прикамья является одним из актуальных и приоритетных. Цель: по промысловым данным получить эмпирические зависимости для оперативного прогнозирования параметров естественной трещиноватости и продуктивности добывающих скважин, эксплуатирующие турнейско-фаменские отложения месторождений Верхнего Прикамья. Объекты: турнейско-фаменские карбонатные отложения месторождений Верхнего Прикамья. Методы. В основу работы положены литературные материалы и исследования ученых в данной области. Исследования основаны на фактических промысловых материалах геофизических, гидродинамических исследований, которые проводились на нефтяных месторождениях Верхнего Прикамья; данных лабораторных исследований кернового материала и шлифов горных пород. Результаты. Определены относительная емкостная характеристика трещин, коэффициенты перетока между трещинами и матрицей и средняя раскрытость трещин, а также их динамика при снижении забойных и пластовых давлений в процессе разработки залежей. Получена система эмпирических зависимостей для оценки и прогнозирования средней раскрытости и относительной емкости трещин, коэффициентов перетока между матрицей и трещинами, а также продуктивности добывающих скважин в процессе разработки нефтяных залежей с карбонатными коллекторами.

To date, significant foreign and domestic experience has been accumulated in the construction and operation of horizontal, multilateral and multilateral wells, as well as the restoration of an idle well stock by drilling sidetracks and sidetracks into various productive formations: low-permeability and highly dissected, with low values of effective oil-saturated thicknesses, degraded hydrodynamic connection with the contour area, etc. In this regard, it becomes extremely important to make a decision on choosing the optimal well profile in specific geological and physical conditions. The relevance of the work is also confirmed by the fact that at some development sites there is a decrease in the oil production rate of horizontal wells to the level of directional wells in the initial period of operation. Based on a significant difference in the reservoir properties of oil fields in the Perm Territory, all the analyzed objects operated by horizontal wells are combined into several groups: “northern” (N) and two “southern” (S1 and S2). The main parameter in the selection of groups was the coefficient of mobility of oil. The well-by-well technical and economic assessment performed in the article, based on the actual values of production over a long period, made it possible to identify the optimal well profile depending on the geological and physical characteristics of the reservoir. Combining the main geological characteristics that affect the technological parameters of well operation, with an economic assessment, the dependences of the net present value on the formation hydraulic conductivity were built. Dependences built for the first time make it possible to reasonably select the well profile in specific geological and physical conditions. Also in the work for a variety of geological and physical conditions, the value of the minimum profitable oil production for various well profiles is determined. Thus, the basis has been created, which is necessary for determining the profile of wells when planning production drilling.