Процесса обработки нагнетательных скважин, вскрывающих

Пласты девонского и бобриковского горизонтов Ново-Елховского

Нефтяного месторождения

Номер сква- Параметры процесса
жины У х\ х2 хЪ х4 х5 хб xl се
0,10 1,11 0,11 0,96 4,00 0,00 19,30 1,23 1,00
0,00 1,15 0,26 1,10 3,00 0,33 14,50 1,00 2,00
0,21 2,10 0,37 1,06 5,00 0,32 17,70 1,05 2,00
0,10 0,15 0,00 0,97 8,00 0,69 17,00 0,98 1,00
0,71 0,47 0,14 1,13 3,00 0,00 18,00 1,80 2,00
1,22 0,41 0,00 0,98 3,00 0,00 23,00 0,40 4,00
0,22 0,22 0,00 1,25 4,00 0,00 17,30 1,10 1,00
0,03 0,15 0,03 1,09 3,20 0,25 19,00 0,40 3,00
0,11 1,79 0,04 1,12 2,40 0,50 19,90 0,40 3,00
0,08 0,63 0,02 1,07 14,0 0,33 15,00 0,20 3,00
0,41 0,86 0,10 1,09 5,60 0,40 19,80 0,25 2,00
0,60 0,43 0,15 1,06 6,40 0,23 18,00 1,10 3,00
0,19 0,67 0,23 0,91 3,90 0,23 17,50 1,10 3,00
0,09 0,79 0,19 0,99 2,80 0,00 22,00 0,24 4,00
0,07 0,43 0,14 0,80 3,60 0,00 19,50 0,20 4,00
0,16 0,68 0,15 0,81 3,00 0,00 21,00 1,20 1,00
0,47 2,50 0,14 0,81 1,40 0,00 22,00 1,23 2,00
0,07 0,43 0,09 0,81 6,00 0,00 23,00 1,24 1,00
0,24 0,72 0,10 0,86 2,00 0,00 21,00 1,16 2,00
0,11 2,10 0,21 0,96 4,20 0,00 20,20 1,03 1,00
0,39 1,40 0,10 0,87 2,00 0,00 20,50 1,15 2,00
0,42 1,20 0,16 0,89 2,00 0,00 19,90 1,12 2,00
0,10 0,80 0,10 0,72 3,00 0,00 22,20 1,40 2,00
Примечание. у — приращение коэффициента удельной приемистости
после обработки, 10"'м 7(сут-МПа);х1- - удельная максимальная приемистость
скважины по истории работы, 10 м /(сутМПа); х2 — удельная приемистость на
момент перед вибровоздействием, м7(сутатмм^ ; хЗ — коэффициент пластового
давления (отношение пластового давления к гидростатическому); х4 - - общая
толщина продуктивных интервалов, м ;x5-i «юффициент вариации толщин
продуктивных i пггервалов; хб - - средневзвешенный коэффициент пористости,
%; xl — коэффициент депрессии режима виброобработки; х8 — число комплек-
сирования с физико-химическими мероприятиями.

исходного материала. Результаты расчетов выборочных



Таблица 11.2 Корреляционная матрица

Показатель и Коэффициенты корреляции Средние значения Среднеквад­ратичные
факторы У х\ х2 хЪ хЛ х5 хб xl xS отклонения
у 1,000 -0,055 -0,170 0,096 -0,190 -0,238 0,281 0,098 0,272 0,27 0,28
х\ -0,055 1,000 0,512 -0,127 -0,294 -0,043 0,138 0,137 -0,164 0,92 0,66
х2 -0,170 0,512 1,000 -0,111 -0,232 -0,093 -0,152 0,262 -0,020 0,12 0,09
хЗ 0,096 -0,127 -0,111 1,000 0,245 0,434 -0,604 -0,227 0,061 0,97 0,13
х4 -0,190 -0,294 -0,232 0,245 1,000 0,478 -0,505 -0,295 -0,021 4,15 2,67
х5 -0,238 -0,043 -0,093 0,434 0,478 1,000 -0,565 -0,337 0,028 0,14 0,20
хб 0,281 0,138 -0,152 -0,604 -0,505 -0,565 1,000 0,032 0,066 19,45 2,33
xl 0,098 0,137 0,262 -0,227 -0,295 -0,337 0,032 1,000 -0,656 0,91 0,45
х8 0,272 -0,164 -0,020 0,061 -0,021 0,028 0,066 -0,656 1,000 2,22 1,00

Таблица 11.3



Показатель Критерии надежности коэффициентов корреляции
и факторы У х\ х2 хЪ х4 х5 хб xl х8
У 1,00 0,27 0,84 0,46 0,95 1,21 1,46 0,47 1,41
xl 1,00 1,00 3,33 0,62 1,54 0,21 0,68 0,67 0,81
х2 1,00 1,00 1,00 0,54 1,17 0,45 0,74 1,35 0,10
хЗ 1,00 1,00 1,00 1,00 1,25 2,57 4,57 1,15 0,30
хА 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 2,97 3,25 1,55 0,10
х5 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 3,98 1,82 0,14
хб 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 0,15 0,32
xl 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 5,53
х8 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

коэффициентов корреляции и их критерии надежности, оце­нивающие достоверность полученных коэффициентов корре­ляции, приведены в виде корреляционной матрицы и матрицы критериев надежности (табл. 11.2 и 11.3).

Анализ полученных результатов показывает, что существу­ет зависимость между выбранными показателем эффективно­сти виброволнового воздействия и геолого-технологическими факторами. При этом также наблюдается существенная корре­ляция между факторами процесса, т.е. данные обладают свой­ствами мультиколлинеарности. Это затрудняет проведение анализа и определение коэффициентов корреляционных моде­лей. Трудно установить, какие факторы влияют наиболее су­щественно и определить степень этого влияния. В результате регрессионного анализа получена линейная зависимость, про­гнозирующая показатель при заданных значениях факторов. Критериями надежности данной модели являются мера иден­тичности и коэффициент множественной корреляции, харак­теризующие часть дисперсии показателя, которую описывает данная регрессия, F - отношение, характеризующее меру на­дежности данного выражения (в сравнении с процентилями распределения Фишера), оценка несмещенности и до­верительные интервалы (вычисленные с помощью распреде­ления Стьюдента), характеризующие ошибки предсказания. Числовые значения этих критериев приведены в табл. 11.4.



Наличие большого числа факторов (восемь) при небольшом числе наблюдений (23 скважины) делает необходимым для увеличения надежности прогнозной модели отбрасывание не­которого их числа, однако затруднительно определить влияние этого отсечения методом регрессионного анализа. Это вызвало необходимость следующего этапа моделирования - примене­ния метода главных компонент.

На этом этапе появляется задача замены исходных вза­имосвязанных признаков на некоторую совокупность не-

Таблица 11.4 Результаты регрессионного анализа по исходным факторам процесса

Искомое уравнение регрессии для показателя у: у = -0,22+ -0,1612x6+

+0,03x7

Мера идентичности: 0.09 Коэффициент множественной корреляции: 0,30

F-критерий: 0,97

Критерий несмещенности: 0,269

Доверительный интервал (90 %): 0,394 Попадание: 91,304


коррелированных параметров. Число этих новых переменных в целях увеличения надежности регрессионной модели жела­тельно уменьшить, но при этом достаточно большая часть ин­формации об изменчивости исследуемого процесса должна быть в них сохранена. Данная задача решается методом глав­ных компонент, который позволяет сжать исходную информа­цию, описать исследуемый процесс меньшим, по сравнению с исходным набором параметров, числом обобщенных факторов - главных компонент. Эти новые переменные отражают внутренние, объективно существующие закономерности, не поддающиеся непосредственному наблюдению.

В качестве исходной информации для метода используется полученная ранее корреляционная матрица (см. табл. 11.2), применяемая как ступень для дальнейшего анализа исходных признаков. Задача заключается в линейном преобразовании т признаков Х\, Х2, ...,Хт в новый набор случайных величин К\, К2, ..., Кт, что делает их некоррелированными и располагает в порядке убывания их дисперсий. При этом подавляющую до­лю дисперсии, которая характеризует изменчивость процесса, обычно содержат первые несколько компонент. Выделенные компоненты рассчитываются для исходных объектов, при этом по группируемости объектов - скважин в координатах глав­ных компонент извлекается ценная дополнительная информа­ция, позволяющая классифицировать объекты по заданному признаку. Регрессионная модель, в которой в качестве пере­менных факторов используются главные компоненты, по­зволяет устранять отмеченные выше трудности.

В результате проведенного компьютерного анализа было извлечено восемь компонент процесса. Полученная матрица весов переменных - исходных факторов, входящих в главные компоненты, собственные значения главных компонент и вклады компонент в общую дисперсию приведены в табл. 11.5. Первая компонента объясняет 34 % всей дисперсии, вто­рая - 22 %. Основную долю дисперсии процесса (72 %) опи­сывают три первые главные компоненты. Отметим, что отно­сительно малое число первых главных компонент, накапли­вающих основную дисперсию процесса, еще раз свидетельст­вует о сильной коррелированности исходных факторов.


Таблица 11.5 Результаты анализа процесса обработок скважин методом

компонент


главных


Показа­тель Главные компоненты процесса обработки ВДХВ нагнетательных скважин
процесса к\ к2 кЗ к4 к5 Кб к! к8
х\ -0,419 0,427 0,584 0,292 0,379 0,207 0,173 -0,007
х2 -0,333 0,539 0,610 -0,034 -0,414 -0,035 -0,222 0,055
хЗ 0,679 0,268 0,098 -0,540 0,308 0,210 -0,091 0,135
х4 0,725 0,098 -0,223 0,468 -0,275 0,318 0,006 0,139
х5 0,750 0,271 0,146 0,283 0,226 -0,449 -0,021 0,097
хб -0,706 -0,566 -0,048 0,174 0,241 0,012 -0,181 0,240
xl -0,558 0,590 -0,447 -0,169 -0,131 -0,109 0,202 0,203
х8 0,258 -0,660 0,584 -0,174 -0,240 -0,054 0,222 0,131
Собственные числа главных компонент
2,712 1,732 1,337 0,766 0,669 0,406 0,211 0,166
Вклады компонент в обилую дисперсию
0,339 0,217 0,167 0,096 0,084 0,051 0,026 0,021
Накопленные доли дисперсий по главным компонентам
0,339 0,555 0,723 0,818 0,902 0,953 0,979 1,000

Анализ матрицы весов главных компонент позволил про­вести классификацию обобщенных факторов процесса. Так, в первую главную компоненту с наибольшими весами входят коэффициент пластового давления, общая толщина продук­тивных интервалов, коэффициент вариации толщин продук­тивных интервалов и средневзвешенный коэффициент порис­тости. Ее можно классифицировать как обобщенную гидро-проводность скважины. Вторая главная компонента с наи­большими весами включает коэффициент депрессии режима виброволновой обработки, число комплексирования с реа-гентными операциями. Ее следует классифицировать как обобщенный фактор виброволнового режима обработки. Тре­тья главная компонента процесса с наибольшими весами включает число комплексирования с физико-химическими ме­роприятиями и факторы, определяющие "восприимчивость" скважины к проведению физико-химического воздействия, -максимальную приемистость и удельную приемистость сква­жины на момент перед воздействием. Ее можно классифици­ровать как обобщенную характеристику физико-химического компонента воздействия.

Каждая главная компонента выражается через исходные факторы процесса в виде



ДИ1


где air - элементы матрицы весов главных компонент (см. табл. 11.5); jc, - переменные факторы процесса; Vr - собствен­ные значения главных компонент.

В табл. 11.6 представлены главные компоненты, рассчитан­ные для набора исходных факторов промысловых объектов.

На основе полученных результатов извлекается ценная ин­формация по "распознаванию" промысловых объектов по при­знаку эффективности для проведения виброволновых обрабо­ток скважин. На рис. 11.1 представлено распределение обра­ботанных нагнетательных скважин девонских и бобриковских пластов в координатах первых главных компонент. Видно, что все скважины весьма отчетливо разделяются на три группы: группу скважин с высоким эффектом (приращение коэффици-


Таблица 11.6

Главные компоненты, рассчитанные по исходным факторам обработки нагнетательных скважин


процесса


Номер сква- Главные компоненты по исходным факторам процесса
жины к\ к2 кЗ к4 к5 Кб к!
-4,06 -5,58 -0,73 6,08 5,71 4,31 -13,80 34,33
-2,83 -4,40 0,25 4,23 4,18 3,02 -9,11 27,41
-3,31 -5,06 0,25 6,55 4,95 5,14 -11,06 33,73
-1,98 -4,85 -1,63 7,94 3,05 6,20 -12,69 34,45
-3,87 -5,52 -0,52 4,45 4,88 2,96 -11,75 33,27
-1,71 -8,48 0,54 5,54 6,22 3,12 -15,11 40,21
-3,29 -5,18 -1,03 5,11 4,71 3,99 -12,95 31,51
-3,57 -6,78 0,15 4,89 5,02 2,94 -13,04 34,05
-1,20 -6,67 1,00 5,30 6,70 2,91 -12,54 34,80
0,34 -4,81 -1,24 10,85 -0,53 11,48 -9,08 37,04
-3,28 -6,36 -0,31 7,12 5,12 5,21 -14,35 36,32
-2,67 -5,93 -0,42 6,57 3,27 5,37 -11,31 36,12
-3,30 -5,85 0,15 5,13 4,14 3,43 -10,78 33,21
-4,55 -8,06 0,91 5,35 6,07 3,16 -14,31 38,46
-3,66 -7,35 0,69 5,28 4,59 3,44 -12,34 35,30
-4,74 -6,32 -0,80 5,80 6,40 3,28 -15,65 35,83
-5,62 -6,67 0,65 5,51 8,09 2,84 -13,97 36,69
-4,42 -6,87 -1,52 7,99 5,77 5,56 -17,37 41,26
-1,89 -6,77 -0,18 4,96 6,53 2,43 -14,60 35,76
-1,36 -5,66 -0,25 6,82 6,49 5,04 -14,05 35,55
-1,86 -6,44 0,14 5,10 6,75 2,77 -13,63 35,00
-4,67 -6,28 0,11 4,87 6,39 2,66 -13,38 34,14
-5,03 -7,03 -0,45 5,92 6,49 3,15 -15,24 38,50

ента удельной приемистости АКшр > 0,3), группу скважин со средним эффектом (приращение АКпр от 0,09 до 0,24) и группу скважин с низким эффектом воздействия (АКпр < 0,09).

Данный результат позволяет с достаточной надежностью осуществлять оптимальный выбор скважин для проведения высокоэффективных обработок, а также назначать необходи­мые режимные операции по требуемой депрессии на пласт и необходимости дополнительных химреагентных воздействий.

Следующим этапом моделирования является регрессион­ный анализ на основе определенных главных компонент. По­лученные результаты представлены в табл. 11.7. Сравнение данных таблицы с соответствующими данными, установлен­ными в результате регрессионного анализа по исходным фак­торам, показывает увеличение надежности по F-критерию и уменьшение доверительных интервалов, отвечающим одина-

Рис. 11.1. Распределение скважин в координатах главных компонент модели эф­фективности виброволновых обработок нагнетательных скважин с ис­пользованием технологий ВДХВ и BIIB:

1 — группа скважин сильного эффекта обработки (ДАГпр > 0,3); 2 — группа скважин среднего эффекта обработки (АКЩ от 0,09 до 0,24); 3 - группа скважин слабого эффекта обработки (ДАГпр < 0,09)


ковым уровням значимости. Однако наиболее существенно то, что новое регрессионное уравнение построено на переменных, являющихся некоррелированными обобщенными геолого-промысловыми параметрами, которые получены по вкладу в общую дисперсию и комплексно, в сжатом виде, описывают особенности рассматриваемого процесса, что позволяет по­вышать надежность и точность прогнозирования.

Для моделирования процесса обработки добывающих скважин, вскрывающих девонские и бобриковские пласты Но-во-Елховского месторождения, было определено 10 перемен­ных - факторов процесса, оказывающих влияние на показатель процесса - приращение удельного дебита после обработки: максимальный дебит по нефти скважины по истории работы, дебит жидкости на момент перед обработкой, обводненность продукции перед виброволновым воздействием, общая толщи­на продуктивных интервалов, коэффициент вариации толщин продуктивных интервалов, средневзвешенная пористость про­дуктивного интервала, средневзвешенный коэффициент неф-тенасыщенности продуктивного интервала, коэффициент пла­стового давления, коэффициент депрессии режима обработки, число комплексирования с физико-химическими мероприя­тиями.

В табл. 11.8 представлены исходные данные по проведен­ным на Ново-Елховском месторождении виброволновым

Таблица 11.7 Результаты регрессионного анализа по главным компонентам процесса

Искомое уравнение регрессии для показателя у: у = -0,31+ -0,0068x2+

0,09x3

Мера идентичности: 0,12 Коэффициент множественной корреляции: 0,34

F-критерий: 1,33

Критерий несмещенности: 0,264

Доверительный интервал (90 %): 0,388 Попадание: 91,304

Доверительный интервал (75 %): 0,186 Попадание: 60,870

344


Таблица 11.8

Исходные данные модели прогноза технологической эффективности обработок

Добывающих скважин

Номер Параметры процесса
скважины У х\ х2 хЗ х4 х5 хб xl х& х9 *10
1,07 3,40 1,00 14,00 3,00 0,00 22,00 0,80 0,42 1,90 2,00
0,58 2,60 0,50 85,10 6,00 0,28 20,47 0,54 0,49 1,72 2,00
0,66 5,20 2,00 8,00 3,00 0,00 12,90 0,44 0,71 1,20 2,00
0,025 24,00 3,00 35,00 4,00 0,00 20,05 0,91 0,80 1,07 1,00
0,24 13,50 1,60 30,00 9,00 0,41 17,06 0,54 0,71 0,55 2,00
0,62 2,00 0,70 0,00 2,60 0,23 18,92 0,61 0,69 0,55 3,00
0,63 5,20 0,20 10,00 1,60 0,00 13,40 0,73 0,93 0,25 5,00
0,14 13,00 1,00 10,00 8,00 0,46 22,18 0,87 0,70 1,20 3,00
ЗОЮ 0,00 7,40 4,00 30,00 2,40 0,00 21,80 0,62 0,85 1,00 3,00
0,28 31,00 0,10 0,10 4,00 0,00 19,30 0,91 0,50 0,35 4,00
0,26 15,60 0,10 10,00 7,20 0,21 18,79 0,64 0,64 0,28 3,00
0,19 40,00 3,50 15,00 6,40 0,13 19,10 0,79 0,54 0,30 4,00
1,07 9,30 1,00 12,00 2,80 0,00 24,30 0,85 0,58 0,25 3,00
0,33 8,30 0,30 65,00 3,60 0,00 24,00 0,80 0,32 0,45 3,00
0,17 2,40 1,80 15,00 10,00 0,44 19,46 0,65 0,66 0,30 4,00
1,00 8,10 2,00 12,00 2,00 0,00 19,30 0,83 0,57 1,48 2,00
Прим ечание.^- приращение удельного дебита пластовой жидкости после обработки, м3/(сутм); х\ — максималь-
ный дебит нефти скважины по ] истории работы, т/сут; х2 — дебит жидкости на момент перед вибровоздействием, м7сут; хЗ
— обводненность продукции перед вибровоздействием, %; х4 - - общая толщина продуктивных интервалов, м; х5 - - коэффи-
циент вариации толщин продуктивных интервалов; хб — средневзвешенная пористость интервалов, %; xl — средневзвешен-
ный коэффициент нефтенасыщенности интервалов; х8 — коэффициент пластового давления отношение пластового давле-
ния к гидростатическому); х9 - коэффициент депрессии режима виброобработки; хЮ — число комплексирования с физико-
химическими мероприятиями.


ооооооооооо


Таблица 11.11

Искомое уравнение регрессии для показателя у:

у = 3,68+ -0,0274x2+ -0,19x3+ -2,65x9+ 0,34x10

Мера идентичности: 0,51 Коэффициент множественной корреляции: 0,71

F-критерий: 2,82

Критерий несмещенности: 0,698

Доверительный интервал (90%): 1,142 Попадание: 87,500

Доверительный интервал (75 %): 0,546 Попадание: 50,000

обработкам нагнетательных скважин с различными геолого-физическими и технологическими условиями.

Результаты корреляционного и регрессионного анализа по исходным данным представлены в табл. 11.9-11.11.

Результаты анализа методом главных компонент представ­лены в табл. 11.12—11.13.

На рис. 11.2 представлено распределение обработанных до­бывающих скважин девонских и бобриковских пластов в ко­ординатах первых главных компонент. Видно, что все скважи­ны весьма отчетливо разделяются на четыре группы: две груп­пы скважин с высоким эффектом (приращение удельного де­бита AQm > 0,3), группу скважин со средним эффектом (AQm от 0,1 до 0,3) и группу скважин слабого эффекта (AQX < 0,02). Полученный здесь результат - образование двух групп эффек­тивных скважин - интересен тем, что произошел учет опреде­ленного качества эффекта обработки. Так, во второй группе эффективных скважин сильный эффект увеличения дебита жидкости сопровождается заметным снижением обводненно­сти, а в первой группе наблюдается рост дебитов по нефти, но при увеличении обводненности продукции. Подобное качество обработки скважин первой группы можно объяснить заметным расширением профилей притока и вовлечением в работу не-выработанных зон пласта и пропластков после обработки.

Таким образом, использование построенных на основе на­копленного опытно-промыслового материала прогнозных мо­делей позволяет для выбранной скважины по известному на­бору исходных факторов процесса рассчитывать главные ком­поненты и по попаданию скважины в определенную группу модели с достаточной надежностью прогнозировать степень эффективности предполагаемой обработки, а также назначать требуемые технологические режимные операции для приме­нения комплексной виброволновой технологии.


Таблица 11.12 Результаты анализа процесса обработок скважин методом главных компонент

Факторы Главные компоненты процесса обработки ВДХВ добывающих скважин
процесса к\ к2 кЗ к4 Кб К1 к8 к9 кЮ
х\ 0,281 -0,521 0,330 0,330 -0,417 0,114 0,120 0,026 0,155 0,007
х2 -0,032 -0,036 -0,297 -0,297 0,207 0,197 -0,269 0,087 -0,079 -0,044
хЗ -0,622 0,318 0,227 0,227 0,027 0,603 0,296 0,085 -0,022 -0,021
х4 0,277 0,567 0,684 0,684 0,078 -0,077 0,006 0,007 -0,120 0,131
х5 0,268 0,725 0,539 0,539 0,124 0,232 0,034 0,055 0,075 0,141
хб -0,556 -0,297 0,572 0,572 0,470 -0,021 -0,146 -0,122 0,129 0,056
xl -0,114 -0,795 0,345 0,345 0,164 -0,296 0,279 0,080 -0,142 -0,045
х8 0,546 0,213 -0,562 -0,562 0,372 -0,054 0,338 -0,060 0,070 0,056
х9 -0,759 0,247 -0,295 -0,295 -0,086 -0,343 0,035 0,352 0,064 0,048
хЮ 0,724 -0,271 0,201 0,201 0,194 0,216 -0,105 0,377 0,026 0,024
Собственные числа главных компонент
2,336 2,122 1,897 1,395 0,730 0,670 0,401 0,309 0,097 0,050
Вклады t компонент в общую дисперсию
0,234 0,212 0,190 0,140 0,067 0,073 0,040 0,031 0,010 0,005
Накопленные доли дисперсий по главным компонентам
0,234 0,446 0,635 0,775 0,842 0,915 0,955 0,986 0,996 1,000

Таблица 11.13


prochitaj-slovosochetaniya-vstav-propushennie-bukvi.html
prochitaj-tekst-razdeli-ego-na-predlozheniya-spishi-vtoroe-predlozhenie.html
    PR.RU™