Scientific journal
Modern high technologies
ISSN 1812-7320
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,940

Астраханское газоконденсатное месторожде­ние (АГКМ) одно из крупнейших в мире по запасам основных компонентов - более 4 трлн. м3 газа, око­ло 1 млрд. тонн серы и 900 млн. тонн конденсата.

Месторождение введено в опытно-промыш­ленную эксплуатацию в конце 1986 года и до на­стоящего времени годовая добыча не превышает 0,2 % от геологических запасов. На обслуживании Газопромыслового управления ООО «Газпром-добычи, Астрахань» находится 217 скважин, из ко­торых 131 эксплуатационная скважина.

По состоянию на 15.04.2004 года из месторо­ждения добыто 100 млрд. м3 газа и 23 млн. тонн нестабильного конденсата.

Работы по интенсификации притока газа в процессе эксплуатации скважин на АГКМ про­водятся с 1986 года. Проведено более 2000 обработок продуктивного карбонатного пласта. При­менялись различные технологии обработок: ме- танольная обработка (МО), кислотная ванна (КВ), солянокислотная обработка (СКО), метанольно-солянокислотная обработка (МСКО), СКО с использованием углеводородо-кислотной эмульсии (СКОЭ), гидравлический (гидрокислотный) разрыв пласта (ГРП) и применение кислотных растворов избирательного действия[1].

1. Группирование объектов разработки АГКМ

С увеличением размерности признакового пространства возрастают трудности изучения гео­логических объектов, и возникает проблема заме­ны многочисленных наблюдаемых признаков меньшим их числом, без существенной потери полезной информации. Одним из наиболее рас­пространенных методов решения этой задачи яв­ляется метод главных компонент [2].

Основой метода главных компонент является линейное преобразование m исходных перемен­ных (признаков) в m новых переменных, где каждая новая переменная представляет собой линей­ное сочетание исходных. В процессе преобразова­ния векторы наблюдаемых переменных заменяют­ся новыми векторами (главными-компонентами), которые вносят резко различные вклады в суммар­ную дисперсию многомерных признаков. Сокра­щение пространства признаков достигается путем отбора нескольких наиболее информативных ком­понент, обеспечивающих основную долю суммар­ной дисперсии. Это приводит к заметному умень­шению их общего числа за счет наименее информативных компонент, отражающих малые доли суммарной дисперсии [3].

С целю повышении эффективности методов интенсификации добычи газа было отобрано 33 объекта разработки газодобывающих скважин АГКМ и построены геолого-статистические мо­дели для идентифицированных групп скважин с использованием методов главных компонент и дискриминантного анализа. Выделены три груп­пы объектов.

Первая группа объектов представлена газодо­бывающими скважинами, характеризующимися высокими значениями водогазового фактора, средними дебитами и расположенные в водогазовой зоне залежи.

Вторая группа представлена высокодебитными скважинами с низкими конденсато- и водогазовым факторами, эксплуатирующими чисто газовую часть залежи.

Скважины третьей группы имеют низкие дебиты при высоких значениях кондесатогазового и небольших водогазового фактора.

В пределах первой группы наиболее близко к центру группирования расположена скважина № 106; в пределах второй - № 116; в пределах третьей - № 722.

2. Проведение испытаний разработанной технологии на скважинах АГКМ

На скважине № 106 проведены водоизоляци- онные работы с использованием реагентов на ос­нове алюмохлоридов - «КАРФАС» и сшитых полимерных систем «ПВВ+сшиватель». Прогно­зируется снижение проницаемости высокопрони­цаемых водопроводящих трещин и снижение во- догазового фактора газовой скважины.

На скважине № 116 проведены работы по гидрофобизации призабойной зоны продуктивно­го пласта и удаление жидкости из забоя скважины с использованием реагентов «ЗСК-1М» и ПАВ (Неонол АФ9-12). Прогнозируется снижение во- догазового фактора без снижения дебита газа обрабатываемой скважины.

На скважине № 722 проведены водоизоляцион- ные работы по интенсификации добычи газа с ис­пользованием реагентов на основе алюмосиликатов (АСС-1) и водометанольной смеси. Анализ результа­тов показал, что водогазовый фактор ВГФ остался на прежнем уровне, а дебит газа увеличился на 15%.

По данным специалистов ГПУ ООО «Газпромдобычи; Астрахань» с 20.11 по 12.12.2007г. проводились гидродинамические ис­следования (рис.1).

На основании вышеизложенного, результаты проведенных опытных работ по интенсификации с элементами водоизоляции принято считать положительными.

Таким образом, применение на рассматривае­мом АГКМ на первом этапе гелеобразующих со­ставов на основе кислотных алюмосиликатов показало удовлетворительные результаты. Развитие этих работ на месторождении требует системного подхода к решению задач по выбору опытных участков и скважин, параметров гелеобразующих составов и объёмов закачки с учётом местных геолого-физических и технологических условий разработки.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1.     Андреев А. Е. «Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа с приме­нением кислотных растворов избирательного дей­ствия», Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, ГУП «ИПТЭР» 2004.- 22 с.

2.    Зорькина Л.М. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР. Справочник. - М.: Недра, 1989. - 382 с.

3.    Котенев. В.Г. Щербинин, А.Г. Нугаибе- ков. Р.Я. и др. Применение математических мето­дов в нефтегазопромысловои геологии. - Уфа. Изд-во УГНТУ, 1998 - 179 с.