183. Назначение и применение интегральных методов контроля разработки нефтяного объекта.

Интегральные методы контроля охватывают весь комплекс исследований (геофизические, геохимические, гидродинамические, промысловые) по объекту разработки в целом, зонам пласта с целью определения интегральных характеристик – текущей и конечной нефтеотдачи, ВНФ. Интегральные методы позволяют оценить величину остаточных запасов углеводородов, т.е. ответить на вопрос – сколько осталось нефти, газа в пласте. К интегральным методам относится статистическое моделирование (построение многопараметрических зависимостей, АГПМ, характеристик вытеснения), метод материального баланса и гидродинамические модели.

Более подробно рассмотрим методы статистического моделирования. Построение АГПМ связано с использованием данных по нескольким десяткам объектов, находящихся в поздней стадии разработки. Обычно для получения моделей применяется регрессивный анализ. Надежность геолого-статистических моделей обеспечивается при помощи классификации объектов и включения в рабочую выборку залежей близких по комплексу геолого-физических параметров.

В отличие от непосредственного промыслового эксперимента АГПМ получаются на основе так называемых «пассивных экспериментов». При проектировании и разработки в силу субъективных, временных, экономических и других причин даже для схожих в геологическом плане объектов закладываются определенные различия в технологии и разработке. Реализация этих технологических отличий при эксплуатации приводит к некоторым изменениям выходных параметров разработки, что и позволяет создать АГПМ. Надежность геолого-статистических моделей характеризуется величиной коэффициента детерминации D (D=r²). Величина D определяет долю объясненной дисперсности (изменчивости параметров). Применение метода главных компонент позволяет провести классификацию объектов и выделить однородные классы групп; определить признаки, которые вносят наибольший вклад в главные компоненты.

При создании геолого-статистических моделей можно заменить геолого-физические показатели главными компонентами. Целесообразно включать в модели не более шести главных компонент, что позволит полностью избавиться от влияния взаимозависимости показателей.

184. Промысловая интерпретация результатов применения метода главных компонент нгм.

Для характеристики нефтяных залежей применяют большое число геолого-физических параметров. При этом экспортную оценку сходство объектов повести невозможно. В этом случае используется метод факторного анализа. При классификации объектов в многомерном пространстве необходимо учитывать: физико-химические свойства флюидов, изменчивость фильтрационно-емкостных характеристик, коэффициент неоднородности, площадь и запасы ВНЗ.

Главные компоненты – это новые переменные (оси координат), которые являются линейными комбинациями исходных измеряемых параметров, ортонормированны и выбираются из соображения минимизации среднеквадратичной ошибки для представления заданных объектов.

Методом главных компонент можно решить следующие задачи:

1) отыскание скрытых, но объективно существующих закономерностей, определяемых воздействием внутренних и внешних причин;

2) описание изучаемого процесса числом главных компонент, значительно меньшим, чем число первоначально взятых признаков. Главные компоненты адекватно отражают исходную информацию в более компактной форме. Выделенные главные компоненты содержат в среднем больше информации, чем любой непосредственно замеряемый признак;

3) выявление и изучение стохастической связи признаков с главными компонентами. Выявление признаков, наиболее тесно связанных с данной компонентой, позволяет выработать и принять научно обоснованное управляющее воздействие, способствующее повышению эффективности функционирования изучаемого процесса;

4) прогнозирование хода развития процесса на основе уравнения регрессии, построенного по полученным главным компонентам;

5) классификация множества изучаемых объектов по полученным обобщенным показателям. Такая классификация объектов оказывается более объективной, чем разделение при помощи отдельных исходных признаков.

На промыслах это сводится к решению следующих задач:

-соответствие применяемой системы разработки геологическим условиям;

-оценка надежности подсчета запасов нефти и величины направления перетоков нефти между объектами разработки при несоответствии текущей нефтеотдачи геологическим условиям;

-определение эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов.