Активный ввод и повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах Волго-Уральской НГП во многом определяются глубиной знания процессов, происходящих в продуктивном пласте при добыче нефти, которые могут быть получены на основании лабораторных, геофизических, гидродинамических исследований, а также изучения истории разработки месторождений.

Для решения этой задачи изучено 595 объектов разработки в карбонатных коллекторах, входящих в пределы Волго-Уральской НГП. Широкие интервалы изменения параметров (табл. 1) и значительное количество объектов обусловили выбор метода главных компонент (МГК) и дискриминантного анализа (ДА) [2, 3]. МГК позволяет получить новые переменные, которые являются взаимно некоррелированными комбинациями исходных параметров и содержат значительно больше информации, чем отдельно взятые параметры. Способность первых трех-четырех главных компонент включать в себя около 70 % общей дисперсии параметров позволяет сократить многомерное пространство до трех-четырехмерного и значительно упростить выделение однородных групп объектов.

Проведенный расчет МГК и последующий анализ структуры главных компонент показали следующее: при выделении однородных групп достаточно ограничиться рассмотрением объектов в пространстве первых четырех главных компонент, которые включают в себя 77,6 % общей дисперсии параметров, причем первая – 23,9, вторая – 19,2, третья – 18,3, четвертая – 16,2 %; первая главная компонента разделяет объекты по глубине залегания и термобарическим условиям, поскольку ее изменчивость на 78,5 % определяют параметры p_пл, Н_зал, t_пл;

вторая – разделяет по свойствам флюидов и фильтрационным свойствам, так как эту компоненту на 78,8 % определяют параметры m_н, m₀, k_np,

третью компоненту на 91,6 % определяют параметры G, Н_эф р_нас, r_н (разделение залежей производится как по свойствам флюидов, так и по толщинным свойствам);

четвертая – разделяет объекты по емкостным свойствам коллекторов, так как на 82,7 % состоит из параметров k_{n г}, k_{n к}, k_н.

Анализ кривых распределения рассматриваемых параметров по группам объектов позволил выделить основные интервалы их изменения и охарактеризовать каждую группу в зависимости от принадлежности “средней” гипотетической залежи к тому или иному интервалу. Как видно из схемы на рисунке, каждая группа объектов имеет свой специфический набор интервалов изменения параметров, который во многом определяет выбор наиболее эффективной системы разработки [1, 4].

где x₁, x₂, ..., x₁₃ – значения параметров; a_0i, a_1i, a_2i, ... a_13i – постоянные коэффициенты; i=4 – количество канонических переменных, делятся более четко. Полученные уравнения канонических переменных (постоянные члены уравнений представлены в табл. 2) и рассчитанные центры группирования (табл. 3) объектов в пространстве канонических переменных позволяют решать задачу выбора объекта-аналога, находящегося длительное время в разработке, для залежи, выходящей из разведки. Для этого необходимо по известным параметрам залежи, передаваемой из разведки, рассчитать по формуле (1) значения канонических переменных и определить ближайший к данному объекту центр группирования в евклидовом пространстве четырех канонических переменных исходя из выражения.

где d_i – евклидово расстояние между объектом и центром группирования, у_i – значение i-й канонической переменной объекта, у_i^j – значение i-й канонической переменной j-го центра группирования; m=4 количество канонических переменных

После определения принадлежности объекта к какой-либо группе, исходя из ее тектонико-стратиграфической приуроченности, выбирается несколько объектов-аналогов, находящихся в разработке длительное время, и по ним производится расчет значения у₁ – у₄ . Сравнение значений канонических переменных позволяет выбрать ближайший к исходному объекту объект-аналог.

В качестве примера можно привести поиск объекта аналога для турнейской залежи нефти Люблинского месторождения, вводимой в настоящее время в разработку. Залежь имеет следующие значения параметров Н_эф=3,8 м, k_{п г}=10,7 %, k_{n к}=11%, К_н=0,83, m_H=10,7 мПа·с, m₀=8,2, r_н=873 кг/м³; р_нас=4,7 МПа, G = 22,8 м³/т, р_пл=15,6 МПа, t_пл=302 К; К_пр=74·10^-3 мкм², Н_зал=1600 м. Используя уравнение (1), постоянные коэффициенты которого представлены в табл. 2, проводим расчет значений канонических переменных y₁–y₄. Согласно расчетам y₁ = =–3,19, у₂ = 0,14, y₃=–0,64, y₄=– 0,18.

Исходя из расчетов по формуле (2) с использованием данных табл. 3, определяем, что данный объект принадлежит к группе 11 (d₁₁=l,59) наименьшей. Поскольку объекты этой группы сосредоточены в основном в пределах Белебеевско-Шкаповской вершины, то в пределах этого тектонического элемента выбираем турнейские залежи нефти Ташлы-Кульского, Копей-Кубовского, Петропавловского, Знаменского месторождений, находящиеся длительное время в разработке, и по ним рассчитываем значения величин y₁–y₄ по уравнению (1). Используем вновь формулу (3), где центром группирования являются уже значения величин y₁–y₁₄ Люблинского месторождения. Расчеты показывают, что ближайшим объектом-аналогом можно считать залежь Ташлы-Кульского месторождения (евклидово расстояние является минимальным и равно 1,21).

1. Иванова М. М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра.– 1976
2. Крамбейн У., Кауфман М., Мак-Кеммон Р. Модели геологических процессов. М.: Недра.– 1973.
3. Мирзаджанзаде А. X., Степанова Г. С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: Недра.– 1977.
4. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра.– 1985.