автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Анализ и прогнозирование технологических параметров разработки нефтяных месторождений на основе классификационных методов

а/

V •• ! » "

РГ8 ОД

? л •

- г •. • - <1 ;----V.-

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ (ВНИИ) им.академика А.П. Крылова

На прапах рукописи УДК 622.276.5.001

ИВАНОВ АЛЕКСЕЙ НИКОЛАЕВИЧ

АНАЛИЗ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫХ МЕТОДОВ

Спспи.ыыюо!. 05.15.06 "Рхф^5отка п эксплуатация

нефтяных и гачовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации, представленной на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1993 г.

Работа выполнена во Всероссийском нефтегазовом научно-исследовательском институте имени акад. А.П.Крылова (ВНИИ)

Научный руководитель - академик АН Республики Азербайджан, доктор технических наук, профессор Мирзаджанзаде А.Х.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор Иванова М.М. кандидат технических наук Малютина Г.С.

Ведущее предприятие: Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (ТатНИПИнефгь)

Защита диссертации состоится ■I/ ЯНВАРЯ 19<ф. в /0 час. на заседании специализированного совета Д. 104.02.01 ВАК России во Всероссийском нефтегазовом научно-исследовательском институге им. акад.. А-П.Крылова по адресу: 125422, Москва, Дмитровский проезд, д.Ю

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИ.

г.

Автореферат разослан •1Ь 19931

Ученый секретарь специализированного Совета

кандидат геолого-минерапогических наук 0, |1 \) М.М.Максимов

Основная характеристика работы

Актуальность темы. Проблема оценки нефтеотдачи залежей и влияние на нее технологических показателей на ранней стадии разработки и проектирования приобретает все большую актуальность в связи с необходимостью освоения залежей с трудноизвлекаемыми запасами.Следует отметить, что число таких залежей постоянно растет. Обычно такие оценки получают на основе составления вариантов проекта разработки залежи или используют различные регрессионные зависимости. Несмотря на определенную успешность этих.традиционных методов, они обладают существенными недостатками, значительно снижающие эффективность их применения. В первом случае это связано' с тем, что при расчетах вариантов разработки на основе детерминированных моделей используются крайне ограниченные и к тому же достаточно приближенные сведения о залежи. В результате надежность получаемых выводов невысока, о чем свидетельствует и традиционная практика пересмотра проектов разработки.

Небольшая прогнозирующая способность регрессионных моделей во втором подходе связана с тем, что игнорируется такая важная особенность статистических расчетов, как адекватность модели некоторой однородной совокупности данных. Обычная же практика применения таких моделей для оценки нефтеотдачи этой однородности не учитывает. Иногда производится предварительное субъективное выделение того или иного набора объектов, например, го способу режима разработки залежи и т.п. Однако, такие градации существенно не меняют ситуацию в силу их достаточной произвольности.

Более реалистичным оказывается подход к прогнозной оценке нефтеотдачи и анализу влияния на нее различных технологических и геолого-физических параметров на основе классификационных методов. Необхо-

димость предварительной классификации объектов объяснятся тем, что влияние параметров разработки на нефтеотдачу в выделенных группах залежей, принадлежащих к различным генеральным совокупностям, отличается.

Другим направлением, получившим интенсивное развитие в последнее время, позволяющим прогнозировать характеристики процесса разработки залежей, является исследования фрактальных свойств различных физических процессов. Известно, что фрактальные свойства присущи фильтрационным потокам. Вследствии этого, можно предположить, что оценивая фрактальные характеристики выходных параметров пластовой системы, появляется возможность определять изменение состояния самой системы и на этой основе корректировать процесс разработки залежей.

Целью работы является анализ влияния технологических и геолого-физических параметров разработки на величину коэффициента нефтеотдачи с помощью статистических методов на основе предварительной классификации исследуемых залежей, а также анализ технологических процессов добычи нефти с применением положений теории фрактальных структур.

Основные задачи

В соответствии с поставленной в диссертационной работе целью сформулированы следующие задачи:

- обосновать целесообразность проведения предварительной классификации объектов исследования в пределах нефтегазоносной провинции;

- с целью повышения надежности классификации месторождений применить несколько методов'группирования объектов с последую™ сопоставлением полученных результатов;

- примененяя различные статистические методы, проанализировать влияние на величину коэффициента нефтеотдачи геолого-физических и

технологических параметров для всей совокупности объектов и для выделенных групп, с целью сравнения взаимосвязи нефтеотдачи и факторов разработки для объектов, принадлежащих к различным генеральным совокупностям;

- рассмотреть метод порядковых статистик на основе предварительной классификации нефтяных залежей с целью определения возможности увеличения точности прогноза величины коэффициента нефтеотдачи;

- исследовать возможность применения положений и методов теории фрактальных структур для анализа и регулирования процессов разработки углеводородных месторождений.

Методы исследований. Основные результаты работы получены путем применения вероятностно-статистических методов, включающих использование таких способов, как анализ функций распределения, построение дендрограмм, определение мер информативностей, корреляционный анализ, метод порядковых статистик, а также использование методов теории фрактальных структур.

Научная новизна заключается в следующем:

- выполнена классификация объектов Волго-Урэльской НГП и Украины с применением нового метода группирования;

- выполнен анализ влияния технологических показателей разработки месторождений на коэффициенты нефтеотдачи с учетом проведенной классификации;

- рассмотрен один из традиционных методов прогноза величины коэффициента нефтеотдачи на основе проведенного группирования объектов, которое позволяет повысить точность оценки;

- на основе положений теории фракталов предложен метод, позволяющий оценивать взаимодействие между нагнетательными и добыва-

ющкми скважинами, а также между нефтяными скважинами разрабатывающих единый объект после ввода новых скважин; ■ - показано, что изучение динамики изменения размерности Хаус-дорфа кривых добычи нефти дает возможность прогнозирования окончания безводного периода в эксплуатации нефтяных скважин.

Практическая ценность- Проведенный анализ влияния геолого-физических и технологических параметров разработки на коэффициент нефтеотдачи для объектов Волго-Уральской НГП и Украины на основе предварительной классификации позволяет выявить некоторые закономерности, реализация которых позволит более рационально эксплуатировать залежи.

Результаты исследований применения методов фрактальной теории в рассмотрении физических процессов, происходящих в нефтяных пластах, позволяет практически решать такие задачи, как определение наличия гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, на основе которой регулируется процесс заводнения залежи, прогнозирование окончания безводного периода эксплуатации нефтяных скважин, оценка влияния ввода новых скважин на процесс разработки компактного участка залежи.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы были доложены и обсуждены на Республиканской научно-технической конференции молодых ученых и специалистов "Молодежь и научно-технический прогресс", которая состоялась в ноябре 1989 г. в городе Баку;

на V Всесоюзной научной конференции "Применение вероятностно-статистических методов в бурении и нефтегазодобыче", в октябре 1991 г. в городе Баку;

на семинаре "Теория и практика исследования пластовых флюидов скважин и пластов при высоких термобарических параметрах", в апреле 1991 года в городе Волгограде.

Реализация работы. Основные результаты работы были использованы в материалах "Методического руководства по определению влияния геолого-технологических показателей на нефтеотдачу на основе классификационных методов", разработанному в ВНИИ имени А.П. Крылова в 1990 году;

в отчете о научно-исследовательской работе "Создание синергети-ческих и адаптационных методов и математических моделей системного управления разработкой нефтяного месторождения", ВНИИ имени А.П.Крылова, 1991 год.

Публикации. Основное содержание работы отражено в 9 публикациях.

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, выводов, списка использованной литературы, включающего 72 наименования и приложения. Работа изложена на стр., включая Ш рисунок и 35 таблиц.

Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность исследований, описаны цель работы, поставленные задачи и методы их решения.

В первой главе рассматриваются существующие статистические методы изучения влияния геолого-физических и технологических параметров разработки на коэффициент нефтеотдачи и его прогнозирования, геолого-тех-нологическэя характеристика анализируемых объектов, а также проводится классификация исследуемых объектов с использованием распределения Па-рето и построения дендрограмм.

При контроле за показателями разработки, в частности за текущей и конечной нефтеотдачей, для раскрытия взаимосвязей между показателями используются статистические методы. Статистическое моделирование - это один из методов отображения сложных процессов.Теоретическим исследованиям в области статистического моделирования посвящены работы А.Х.Мирзаджанзаде,Е.З.Демиченко,Л.Ф.Дементьева, Н.Драйпера и Г.Смита, Девиса Дж., М.М. Злланского и др.

Результаты исследований по созданию статистических моделей для прогноза конечной нефтеотдачи приводятся в работах И.И.Абызбаева, В.К.Гомзикова,М.М.Ивановой,С.В.Кожакина, А.П.Крылова, Ф.Ф. Крейга, Ч.А.Султанова и др.

Статистическими методами анализа установлено количественное влияние основных геолого-промысловых факторов на фактическую нефтеотдачу пластов. В результате выявлены связи нефтеотачи с большим числом параметров, оказывающих существенное воздействие на полноту извлечения нефти, и получены статистические зависимости, которые могут использоваться для определения коэффициентов нефтеотдачи применительно к месторождениям со сходными геологическим строением и условиями разработки. Имеется ряд статистических моделей для разных нефтегазоносных районов. Эти модели основаны на различной геолого-промысловой информации, что позволяет прогнозировать конечный и текущий коэффициент нефтеотдачи.

Следует отметить, что геолого-промысловые параметры, оказывающие влияние на процесс извлечения нефти, скоррелированы между собой. В этих условиях коэффициенты регрессии статистических моделей не дает достаточно достоверного представления о влиянии учитываемых в них факторов на нефтеотдачу, так как роль тех или иных показателей не выражена явно вследствии коррелированности между отдельными переменными. Поэтому необходимо применение других способов оценки влияния геолого-физических и технологических параметров на коэффициент нефтеотдачи, одним из которых является определение мер информативности признаков, рассматриваемых в работе.

При использовании многомёрных корреляционных зависимостей ¡^обходимо, чтобы геологические и технологические факторы исследуемых залежей были представлены в форме, соответствующей входным данным статистических моделей. Наиболее точные результаты оценки коэффициентов неф-

теотдачи по ним получаются в тех случаях, когда значения расчетных параметров близки к средним величинам показателей используемых моделей. В противном случае ошибка в прогнозах возрастает. Это приводит к выводу, что необходимо в совокупности исследуемых объекте® проводить дополнительную классификацию и разделение на однородные группы, которме приведут к уменьшению погрешности в оценках коэффициента нефтеотдачи.

В практике геолого-промыслового анализа используют много коэффициентов, параметров, комплексных показателей. Однако, многие геолого-физические параметры залежей нефти находятся между собой в сильной корреляционной зависимости и поэтому совершенно необязательно при моделировании пытаться исследовать все возможные параметры и коэффициенты. Практикой доказано, что при использовании статистических методов следует применять геолого-физические показатели отражающие: физико-химические свойства нефти, коллекторские характеристики пласта, специальные показатели геологической неоднородности, характеризующие структуру залежей и показатели, характеризующие технологию разработки.

Для успешного проведения анализа влияния геолого-технологических параметров разработки на коэффициент нефтеотдачи необходимо осуществить выбор эксплуатационных объектов. При этом объекты должны отличаться как по геологическому строению, так и по технология разработки, что обеспечивает объективность анализа.

Выбранные для анализа 61 объект Волго-Уральской нефтегазоносной провинции характеризуются широким диапазоном изменения физико-химических свойств пластовых нефтей, геологических свойств залежей и показателей, характеризующих технологию разработки.

Коллекторы анализируемых объектов Волго-Уральской НГП чаще представлены песчаниками, иногда песчаниками и алевролитами. Режим работы пластов обычно упруго-водонапорный, иногда водонапорный, а по некоторым многопластовым объектам с линзовидньши промежуточными пластами -

смешанный. Начальное пластовое давление всех анализируемых объектов значительно выше давления насыщения.

Физико-геологические свойства анализируемых объектов изменяются в следующих пределах:

- ПЛОЩаДЬ нефтеносности (Бн ): 2040-440361) тыс. м2;

- вязкость пластовой нефти 0.5-70 мПа-с;

- нефтенасыщенная толща (Ьн): 1,8-28,5 м;

- коэффициент проницаемости (К): 0,14-3,2 мкм2;

- коэффициент песчанистости (Кп): 0,27-0,94 доли единицы;

- относительные размеры ВНЗ (звнэ): 5-100%.

Показатели, характеризующие технологию разработки объектов

изменяются в диапазоне:

- темп отбора жидкости (Тж): 2,3-21% ;

- плотность сетки скважин (э): 2,8-48 га/скв;

- коэффициент конечной нефтеотдачи (1^Кок': 0,1-0,75 доли единицы;

- коэффициент текущей нефтеотдачи 0,0133-0,741 доли единицы.

Таким образом, проведенный выбор эксплуатационных объектов по рассмотренным показателям позволяет обеспечить репрезентативность выборки и возможность на ее основе провести достоверный анализ влияния геолого-физичзских и технологических параметров разработки объектов на коэффициент нефтеотдачи.

Многочисленные работы, в которых исследовалась зависимость нефтеотдачи от геолого-технологических факторов, зачастую приводили к различным результатам. Можно предположить, что причиной такого положения является то, что статистической обработке подвергаются данные, относящиеся к разным условиям или же, иными словами, к разным генеральным совокупностям. Поэтому, для получения статистически представительных результатов необходимо предварительно произвести классификацию

используемого для обработки массива данных. Попытки такого рода делались, например, залежи делились по районному признаку, по типам коллекторов или режимам разработки и т.п. Однако такой подход оказывается недостаточным и классификацию залежей необходимо производить по комплексу геолого-физических и технологических факторов на основе статистических критериев.

С этой целью в данной глаЕе рассмотрено применение классификационных методов для разделения залежей на группы. Использовались анализ функций распределения и метод построения дендрограмм по объектам Вол-го-Уральской НГП и Украины. Применение этих методов в комплексе повышает надежность классификации.

Для группирования объектов в работе применяется метод, основанный на использовании функции распределения Парето. Логарифмируя функцию распределения Парето, представленную в ранговой форме, получаем возможность построения зависимости между и 1д я, где Ц- конечная нефтеотдача, а и - ее ранг. Перестраивая фактические данные в этих координатах, выделяют на полученной зависимости прямолинейные участки. Принимая, что каждый прямолинейный участок отвечает соответствующей генеральной совокупности, проводят классификацию объектов по группам. На построенной гистограмме распределения для конечной нефтеотдачи по данным 61 залежи Волго-Уральской НГП четко выделяются два прямолинейных участка, что соответствует двум классам месторождений: А (^кон > о,5) и В (Цкон < о,5). К аналогичным результатам привели и построения гистограмм распределения Парето для текущей нефтеотдачи, плотности сетки скважин и темпа отбора жидкости.

Использование распределения Парето для классификации может быть осуществлено и следующим образом. Месторождения Украины были разделены по режиму разработки на упруговодо-напорный и растворенного газа. Ранговое распределение для обоих случаев показывает, что каждому режи-

му соответствует одна группа месторождений, поскольку точки ложатся на прямую линию.

С целью повышения надежности и точности проведенного группирования объектов использовалась классификация с помощью построения дендро-грамм. Дендрограмма представляет собой иерархическую систему, объединяющую группы сходных по набору признаков объектов на разных уровнях. В основе этого объединения лежит коэффициент корреляции. С геометрической точки зрения коэффициент корреляции можно рассматривать как косинус угла между двумя п-мерными векторами. Поэтому, если рассматривать нормированные (единичные) вектора, то величину угла между ними можно использовать в качестве меры расстояния, а точнее в качестве такой меры использовать агссоэ г, где г - коэффициент корреляции. Определив коэффициент корреляции между любой парой объектов из всей совокупности, строится симметричная матрица, элементы которой являются мерой расстояния между объектами. После того, как матрица сформирована производится построение дендрогрэммы.

Построение дендрограмм для объектов Волго-Уральской НГП позволило не только выделить две группы месторождений: А и В, что подтверждает классификацию с помощью распределения Парето, но и более детализировать объекты в самих группах А и В. Так, в группе А на уровне о,2-о,з выделяются две группы объектов, в группе В разделение на две подгруппы имеет место на уровне примерно 0,1. Если сопоставить эти разбиения с ранговой гистограммой, то можно сделать выбод, что группировка по дендрограмме соответствует разбиению ка подгруппы по гистограмме распределения нефтеотдачи: в подгруппе А1 нефтеотдача находится в пределах 0,65-0,75 ; А2 - (0,50-0,65) ; В1 - (0,32-0,49) ; В2 - (0,10,28).

Полученные с помощью построения дендрограмм и распределения Парето группы месторождений совпадают. Процент совпадения объектов в группах

разделенных двумя методами в общем для всей совокупности составил 72%, а по подгруппам: А1 - 66% ; А2 - 54% ; В1 - 93% ; В2- 100% . ТаКИМ образом, проведенные классификации объектов Волго-Уральской НГП несколькими способами позволяет утверждать о надежности результатов группирования и указывает на достоверность определенных генеральных совокупностей анализируемых залежей.

Во второй главе диссертационной работы на основе проведенного группирования объектов исследуется зависимость коэффициента нефтеотдачи от различных геолого-технологических параметров и рассматривается применение метода порядковых статистик для оценки величин технологических показателей.

В случае малой априорной информации об изучаемом объекте приходится во множество возможных параметров, так или иначе способствующих формированию прогнозируемой величины, включать все доступные для измерения параметры, причем в их число могут попасть также и неинформативные. Это не только усложняет вычисления, но и снижает в конечном счете вероятность правильного прогноза. Причина последнего - то, что неинформативные признаки становятся шумом, искажающим полезную информацию. Следовательно, возникает вопрос о выборе из множества возможных параметров минимального числа наиболее важных.

С целью решения этого вопроса рассматривается метод определения информативности признаков по Кульбаку. Выбор зтого метода определяется тем, что он является непараметрическим и обладает "устойчивостью" к погрешности исходных данных. Кроме того, определяя информативность признаков можно классифицировать совокупность анализируемых объектов. Проведенная группировка с помощью составления таблицы диагностических коэффициентов, совпала с разделением объектов с использованием распределения Парето и дендрограмм. Число совпавших объектов Волго-Уральской НГП составило 84%.

В результате определения мер информативностей в качестве наиболее влияющих на коэффициент нефтеотдачи были определены :

- коэффициент песчанистости - 1,54 ;

- вязкость пластовой нефти - 1,51 ;

- коэффициент проницаемости - 0,54 ;

- теш отбора жидкости - 2,43 ;

- плотность сетки скважин - 1,38 .

Анализируя влияния физико-химических и геологических параметров можно заметить, что влияние коэффициента проницаемости па коэффициент нефтеотдачи обуславливается наличием статической связи его с рядом других важных показателей, таких как пористость и нефтенасыщенность и отражающих в определенной мере их влияние. Для целей статического исследования этот параметр несомненно является важным.

Все пласты в той или иной мере испытывают изменение литолого-фи-зических свойств по разрезу и площади, что определяет прерывистость пласта. Величина коэффициента песчанистости находится в статической связи с прерывистостью пласта. Это указывает на определенные достоинства коэффициента песчанистости, способствующие включения его в статистический анализ.

Вязкость пластовой нефти является параметром, характеризующим свойства самой жидкости, с которой связаны основные особенности вытеснения нефти водой.

Влияние технологических параметров разработки: темпа отбора жидкости (Тж) и плотности сетки скважин (э) на коэффициент нефтеотдачи рассматривалось отдельно в выделенных подгруппах объектов: А1, А2, В1 и В2 и группах А и В Волго- Уральской НГП.

Расчеты величин мер информативности технологических параметров представлены в таблице 1.

Таблица 1.

Параметры Группы Информативность "Б" Информативность "Тж"

А + Е 1 ,38 2,"43

А 0,24 0,96

В 1 ,68 3,03

Как видно из расчетов информативностей, в целом для всей совокупности объектов (А+В) параметры Тж и б информативны, т.е. оказывают влияние на коэффициент нефтеотдачи. При рассмотрении же информативности дифференциально в подгруппах видно, что для объектов с высокой нефтеотдачей (»¿кон > о,5) э и Тж оказываются маловлияющими.Положение меняется в подгруппе месторождений с низкими, коэффициентами нефтеотдачи (»¿кон < о,5). В этой подгруппе влияние технологических параметров выше, чем для всей совокупности и месторождзний группы А.

Это позволяет сделать вывод, что интенсивность разработки месторождений, определяемая темпом отбора жидкости и плотностью сетки скважин, влияет на величину конечной нефтеотдачи в большей степени на объектах с плохоизвлекэемыми запасами.

Аналогичные расчеты были произведены для месторождений Украины по всему набору месторождений и в отдельности по залежам с упруговодона-порным режимом и режимом растворенного газа. Также, как и у объектов Волго-Уральской НГП, у месторождений Украины для класса с более высокой нефтеотдачей значение информативности (лтж = о,47 и ^ = о,52) значительно ниже, чем те же показатели для залежей с режимом растворенного Газа (|]КОН.Ср.= 0,26) ЛТЖ=3,50 И Лз=1,50.

Анализ влияния технологических параметров на величину коэффициента нефтеотдачи для Волго-Уральской НГП и Украины показал, что эта зависимость слабо выражена для класса месторождений со сравнительно вы-

сокой нефтеотдачей и существенна для месторождений с низкой нефтеотдачей. Причем для всей совокупности объектов технологические параметры оказываются влияющими, что позволяет сделать вывод о необходимости предварительной классификации анализируемых объектов, так как рассмотрение месторождений в отдельности показывает на различия во влиянии факторов разработки на коэффициенты нефтеотдачи для объектов, принадлежащим к разным генеральным совокупностям.

Во втором параграфе рассматривается влияние геолого-физических и технологических параметров объектов Волго-Уральской НГП на коэффициенты конечной (1| кон) и текущей (Г^тек) нефтеотдачи с помощью корреляционного анализа. Следует отметить, что применение корреляционного анализа обусловлено тем, что с его помощью можно установить не только качественное, но и количественное влияние различных факторов на показатели процесса.

Анализируя значения коэффициентов корреляции можно отметить, что рассматриваемые факторы имеющие наибольшее значение мер информатив-ностей, являются влияющими как для 1£кон, так и для 1£тек.

При рассмотрении влияния факторов на >£кон и 1£тек в подгруппах видно, что коэффициент корреляции для технологических параметров Тж и б имеет большее значение и, соответственно, влияние для месторождений группы В2, характеризуемой низкими значениями коэффициентов нефтеотдачи (^кон= 0,1-0,28), чем для всей совокупности месторождений (А+В). К аналогичным выводам приводят и расчеты мер информативности технологических параметров.

Для залежей группы В2 значения коэффициента корреляции между Тж и )£кон,^тек меняет на противоположный знак по сравнению с совокупностью А+В. Это свидетельствует о том, что если для всей совокупности объектов влияние Тж на 1^кон и ^тек носит обратный характер,т.е. с увеличением Тж уменьшается И кон и к^тек, то для месторождений группы

В2 эта зависимость носит прямой характер. Следовательно, для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами Волго-Уральской НГП для увеличения коэффициентов текущей и конечной нефтеотдачи в большей степени, чем для местородждений с высокой нефтеотдачей целесообразно уплотнение сетки скважин и извлечение жидкости при наибольших темпах отбора.

Рассматривая зависимость (}тек и 1^кон от физико-геологических факторов Кп,уИн и К можно заметить, что также как и для Тж и э значимость факторов изменяется в подгруппах: так для объектов А+В и Кп являются влияющими, а для группы В2 влияющими становятся К для (]_кон и К,^»,Кп для ||тек. В остальных же подгруппах В1, А1, А2 природные факторы оказывают меньшее влияние на нефтеотдачу (исключение составляет Кп в подгруппе А2).

Таким образом, можно констатировать, что технологические и физико-геологические параметры разработки месторождений являются влияющими факторами по отношению к ^кон и ^тек для всей совокупности объектов Волго-Уральской НГП. При рассмотрении влияния технологических параметров на ^кон и Г^тек дифференциально по группам объектов, видно, что более влияющими эти параметры являются для месторождений с низкими значениями коэффициентов нефтеотдачи (В2).

Зти выводы подтверждают предположение,что месторождения одной нефтегазоносной провинции необходимо рассматривать в соответствии с принадлежностью их к группам, объединяющим сходные по технологическим и физико-геологическим параметрам объекты, и в пределах выделенных групп анализировать влияние этих параметров на значения коэффициентов нефтеотдачи.

На основе полученных результатов классификации залежей показано

применение одного из методов прогнозирования величин технологических параметров разработки. Следует отметить, что оценка величин коэффициента конечной нефтеотдачи, плотности сетки скважин и темпа отбора жидкости на стадии проектирования и опытно-промышленной разработки затруднена из-за крайне ограниченного объема имеющейся на этом этапе информации. Для повышения надежности полученных результатов используется метод порядковых статистик с предварительной классификацией месторождений. Этот метод основывается на предположении, что вновь вводимое в разработку месторождение по своим показателям принадлежит той же генеральной совокупности, что и выделенный класс месторождений по данному региону. За выходной параметр принимался коэффициент конечной нефтеотдачи, а в качестве определяющих факторов - величины: ^н И Кп.

Расчеты проводились для условий класса А Волго-Уральской НГП, к которому было добавлено еще б граничных объектов, так что анализу было подвергнуто 43 залежи. Полученные результаты показали, что величина средней ошибки прогноза равна 4,4%. При прогнозировании нефтеотдачи для всех объектов без учета классификации средняя ошибка составила 9,8%.

В третьей главе работы методы теории фракталов для плоских объектов применены для установления качественных изменений процесса разработки нефтяных залежей. В последнее время получили интенсивное развитие исследования фрактальных свойств различных физических процессов и, в частности, процессов переноса. Известно, что аналогичные свойства присущи и фильтрационным потокам. Очевидно, что фрактальные свойства системы влияют на ее структуру и характер протекающих процессов. Вследствии этого, можно ожидать, что изменение фрактальных свойств системы будет определять и изменение выходных характеристик. Это-в свою очередь позволит, оценивая фрактальные характеристики выходных параметров, определять состояние пластовой системы.

Отмеченное выше позволяет использовать теорию фрактальных струк-

тур при оценке протекания тех или иных технологических процессов в нефтедобыче. Так, например, фрактальной кривой может быть динамика дебитов скважин по нефти, воде или закачке еоды.

С целью диагностирования состояния работы нагнетательных скважин и в целом процесса заводнения, расчет размерности Хаусдорфа, характеризующей меру хаоса и упорядоченности системы, был апробирован на промысловых данных закачки воды в нагнетательные скважины морского нефтяного месторождения имени 28 Апреля.

Анализ полученных результатов показал, что по нагнетательным скважинам, имеющим гидродинамическую связь с добывающими скважинами, значения критерия Хаусдорфа колеблется в пределах 1,16-1,24. По нагнетательным скважинам, у которых отсутствует гидродинамическая связь с добывающими скважинами, критерий составляет 1,05-1,11. Таким образом, критерий позволяет судить о наличии гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами и на этой основе диагностировать эффективность процесса заводнения месторождения.

Кроме этого метода диагностики рассматривались вопросы влияния ввода новых скважин и процесса перехода от безводной к совместной добычи нефти и воды на размерность Хаусдорфа кривых динамики добычи нефти из действующих скважин, компактно разрабатывающих единый объект.

С целью решения этих задач, выбран компактный участок (размер 2000x2000 м) пласта Вю Западного Сургутского месторождения, на котором длительное время действовали восемь скважин. К указанным скважинам на девятом году разработки добуриля еще четыре скважины. Сведения об изменении размерности Хаусдорфа после обработки кривых динамики добычи нефти для скеэжин действующих на объекте до и после добурива-ния, позволяет обнаружить изменение во взаимодействии между скважинами, что подтверждается полученными данными при расчетах величин функ-

ции желательности.

Исследования влияния процесса перехода от безводной к совместной добыче нефти и воды на изменение размерности Хаусдорфа кривых динамики месячной добычи нефти, проводились по данным двух скважин №№ 415 и 416 того же объекта, что рассматривался в предыдущей задаче. Динамика изменения размерности Д определялась на последовательности из 61 точки (месяцев) путем пошагового сдвига массива данных на 5 точек (месяцев).

Полученные данные исследования динамики размерности Хаусдорфа обнаруживают увеличение величины размерности на 1з% для скважины № 415 и 18% для скважины № 416 за 5 месяцев до появления в продукции скважин воды. Отсюда следует, что исследованием динамики размерности Хаусдорфа удается диагностировать окончание безводного периода эксплуатации нефтяных скважин.

Основные выводы

1. Разработанная процедура классификации месторождений позволяет оценивать величину нефтеотдачи и влияние на нее технологических и физико-геологических параметров разработки.

2. Анализ взаимовлияния параметров разработки показал, что темп отбора жидкости и плотность сетки скважин оказывают наибольшее влияние на нефтеотдачу в классе месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

3. В пределах каждого класса месторождений, по набору геолого-физических признаков, с помощью метода порядковых статистик возможно прогнозировать величины технологических параметров с повышением точности. Достигаемая точность прогнозов (средняя ошибка составляет 4,4% ) обуславливается тем, что объекты предварительно классифицируются на группы и оценка проводится в пределах этих групп.

4. На основе проведенных исследований фрактальных свойств технологических процессов разработки установлено, что по значениям критерия

Хаусдорфа возможно диагностировать наличие или отсутствие гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, что позволяет судить об эффективности процесса заводнения з.алежи, обнаруживать изменение во взаимодействии между скважинами разрабатываемых единый объект, после ввода новых скважин. Кроме того, изучение динамики изменения размерности Хаусдорфа дает возможность прогнозировать окончание безводного периода эксплуатации нефтяных скважин.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

1. Абызбаев И.И.. Иванов А.Н., Гавура A.B., Полторацкая Л.Н. Использование классификационных методов для оценки конечной нефтеотдачи и технологических показателей. Экспресс информация. Серия "Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений", n 8, М., ВНИИОЭНГ, 1991 г.

2. Иванов А.Н. Прогноз дебитов нефти вновь вводимых скважин на основе расчетов коэффициентов парной ранговой корреляции. Экспресс информация. Серия "Техника и технология добычи нефти и обустройство нефн-тяных месторождений", n 8, м., ВНИИОЭНГ, i991 г.

3. Иванов А.Н.,Алескеров Р.К.Диагностирование технологических процессов нефтеотдачи на основе теории фрактальных структур. НТИС Нефтепромысловое дело, n 1, М., ВНИИОЭНГ, 1992 г.

4. Иванов А.Н. Прогнозирование конечной нефтеотдачи месторождения в зависимости от геолого-технологических показателей при помощи статистических методов. Тезисы докладов, v Всесоюзная научная конференция "Применение вероятностно-статистических методов в бурении и нефтегазодобыче", г. Баку, 1991 г.

5.Иванов А.Н.Прогноз дебитов новых скважин с учетом их размещения. Тезисы докладов, v Всесоюзная научная конференция "Применение вероятностно-статистических методов в бурении и нефтегазодобыче", г. Баку,

1991 г.

6. Иванов А.Н.,Алескеров Р.К.Применение теории фракталей при обработке данных текущей эксплуатации на примере морского нефтяного месторождения имени 28 Апреля. Тезисы докладов. Республиканская научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов "Молодежь и научно-технический прогресс", г. Баку, 1989 г.

7. Иванов А.Н. Классификация объектов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с использованием распределения Парето. Экспресс-информация. Серия "Нефтепромысловое дело" N ю, М.ВНИИОЭНГ, 1993 г.

8. Иванов А.Н., Портнова М.Б. Использование теории фрактальных структур для решения некоторых вопросов разработки нефтяных залежей. Экспресс-информация. Серия "Нефтепромысловое дело" N 9, М.ВНИИОЭНГ, 1993 г.

9. Методическое руководство по определению влияния геолого-технологических показателей на нефтеотдачу на основе классификационных методов. Разделы 2.1, 2.2, 3.1, 4.7.М.ВНИИ им. А.П.Крылова, 1990г.