185. Основные типы агпм, их характеристика и методика анализа разработки объекта с применением агпм.

I модель. представляет собой набор линейных зависимостей текущей нефтеотдачи от геолого-физических показателей на последовательные фиксированные моменты времени, определяемые обводненностью продукции объекта разработки B или безразмерным временем : , где -текущая нефтеотдача на фиксированный момент времени; -значение свободного члена линейного уравнения на фиксированный момент времени; -значение коэффициента при i-м геолого-физическом параметре; Гi-i-й геологический параметр; t-фиксированный момент времени при10,20,…90,95,98% обводненности или при 0,1;0,2;…;2,0.

Использование модели позволяет оценить по объекту текущую и конечную нефтеотдачу на любом этапе разработки при условии близости основных технологических показателей разработки рассматриваемого объекта и объектов, использованных для создания модели. Модели можно использовать для объектов, выходящих из разведки. Подобные модели применяют для оценки конечной нефтеотдачи и прогнозирования всего процесса нефтеизвлечения.

II модель. представляет набор зависимостей текущей нефтеотдачи от геолого-физических показателей и предыдущей нефтеотдачи на последовательные моменты времени: .

Включение в модель предыдущей нефтеотдачи значительно улучшает статистические характеристики получаемых геолого-статистических зависимостей благодаря сильной корреляционной связи последующей нефтеотдачи с предыдущей. Включение предыдущей нефтеотдачи рационально для объекта, находящимся в конце второй стадии разработки, при обводненности продукции 50-60 %. Преимущество данной модели заключается в корректировке текущей нефтеотдачи при помощи геолого-физических показателей. Надежность прогноза по данной модели в значительной мере зависит от погрешности оценки исходных балансовых запасов по объекту.

III модель. представляет набор зависимостей текущей нефтеотдачи от геолого-физических и технологических показателей: .

Использование этой зависимости позволяет прогнозировать текущую нефтеотдачу при определенном изменении технологических показателей ее можно применять для оценки эффективности МУН.

IV модель. Комбинированная модель, представляющая III модель. Первая часть модели рассчитывается на фиксированное значение безразмерного времени , вторая часть - по проценту обводненности продукции объекта-В. Расчет нефтеотдачи по второй части производится при обводненности объекта выше 60 %. комбинированная модель применяется для залежей со сложными геолого-физическими условиями, которые характеризуются неустойчивостью процесса обводнения в начальных (I, II) стадиях разработки и стабильностью обводнения на поздней стадии разработки.

V модель. Комбинированная модель, которая представляет III модель до обводненности 60 %, а после 60 % - II модель.

Преимущества подобной модели заключаются в простоте ее создания, позволяющей включать до обводненности 60 % значительное число объектов с учетом геолого-физических и технологических показателей, а после (практически после полной реализации системы разработки) от технологических показателей можно отказаться, заменив их предыдущей нефтеотдачей.

Методика анализа

1. Подготовка параметров, используемых при моделировании.

2. Подготовка в виде таблицы технологических показателей разработки во времени (возможно в том случае, если объект находился некоторое время в эксплуатации).

3. Нахождение значений главных компонент Z₁...Z₆.

Величины главных компонент определяются по уравнению полинома первой степени, а значения самих параметров берутся нормированными. Нормированное значение параметра определяется из выражения: , где Х_норм. - нормированное значение параметра

Х_i - значение параметра объекта;

М_х - среднее значение параметра;

 - стандартное отклонение параметров.

Величины М_х и  определяются по таблице.

После определения нормированных значения параметров находятся значения главных компонент Z₁...Z₄ как:

Z_i = а_i_0норм+ а_iк_{н. норм.} +а_ih_{пр.норм.} +а_i S_{ВНЗ норм.},

где а_i – коэффициенты(определяются по таблице).

4. Идентификация объекта (нахождение к какой группе принадлежит рассматриваемый объект) путем определения евклидова расстояния R_i до центральных объектов: , где R_i - расстояние до объекта от выбранного центра;-значение компоненты центра - координаты центра группирования (по таблице);-значение i -той компоненты объекта;n-число главных компонент, взятых для идентификации.

5. Выбор модели АГПМ для прогноза коэффициента нефтеотдачи и ВНФ.

6. Расчет коэффициента нефтеотдачи и ВНФ на фиксированные моменты времени при помощи известных коэффициентов для определенной группы объектов и выбранной модели.