Основные запасы нефти рассматриваемого нефтегазокондестаного месторождения сосредоточены в нефтяных оторочках нижнемеловых и юрских отложений. Классическим подходом к освоению такого рода запасов нефти является бурение длинных горизонтальных скважин, ввиду необходимости создания небольших депрессий в добывающих скважинах. При этом, как правило, разработка нефтяных оторочек осложнена прорывами языков газа из газовых шапок и воды из законтурной области. В таких условиях получение информации о работе пласта, контроль и управление разработкой представляют собой крайне актуальную и в то же время сложную задачу. Для получения указанной информации применяются, в частности, методы гидродинамических (ГДИС) и промыслово-геофизических (ПГИ) исследований скважин. Длительный эффект влияния ствола скважины (ввиду длины горизонтальных участков 1000 м и более) при проведение ГДИС перекрывает эффект режимов течения, что позволяет достоверно определить такие важные параметры, как работающая длина горизонтального участка ствола, механический скин-фактор и вертикальная проницаемость (анизотропия пласта). При этом наиболее достоверно определяются горизонтальная проницаемость и интегральный скин-фактор.
Предложен алгоритм оценки диапазона неопределенности взаимовлияющих параметров, определяемых по данным ГДИС с низкой степенью достоверности. Показано, что комплексирование результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований позволяет значительно сузить данный диапазон, оценить правильность решений по выбору оптимальных подходов к разработке объекта и применяемых технических жидкостей.
