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.