9.4. Группирование нефтяных залежей

Очевидно, вначале следует остановиться на тех геоло­го-промысловых признаках, которые необходимо использовать в процессе группирования нефтяных залежей. Каждая залежь, как было отмечено выше, представляется в виде точки в многомер­ном пространстве. Поэтому по каждой залежи оценивались сред­ние значения каждого геолого-промыслового признака. В процес­се анализа всех исходных данных подбирались те геолого-промысловые признаки, которые прямо или косвенно учитываются в про­цессе проектирования разработки и выделения эксплуатационных объектов. Среди них можно отметить эффективную мощность (H_эф), коэффициенты расчлененности (K_p), песчанистости (K_пч), проницаемости (k_пр), пористость (K_п), вязкость нефти (μ), коэф­фициент продуктивности (K), площадь залежи (F), балансовые и извлекаемые запасы нефти (Q_б,Q_и).

Выбранные нами для решения поставленной задачи геолого-промысловые признаки колеблются в довольно широком диапазо­не . Кроме того, они имеют различные единицы измерения. Поскольку мера сходства между объектами зависит от масштаба признаков, вся исходная информация также ранжировалась в со­ответствии с формулой (9.7).

Для нефтяных залежей набор признаков, который обеспечил бы оптимальное решение задачи их группирования, еще предстоит установить. Поэтому необходимо было провести серию экспериментов для того, чтобы найти ряд решений, а из них уже по воз­можности выбрать оптимальные. С этой целью были рассмотрены различные варианты комбинирования признаков (табл. 6), каж­дый из которых обрабатывался на ЭВМ по приведенному выше алгоритму «Объединение». Полученные при этом результаты ил­люстрируются в виде дендрографов.

Решение задачи проводилось в три этапа. На I этапе рассмот­рены варианты с объемом выборки 35 объектов, расположенных в пределах Западной Сибири. На II этапе объем выборки был расширен за счет привлечения данных по нефтяным залежам дру­гих нефтедобывающих районов страны, каждой залежи был при­своен постоянный номер. На III этапе был проведен сравнитель­ный анализ результатов группирования, полученных для I и II этапов эксперимента.

Таблица 6

Варианты комбинирования геолого-промысловых признаков при группировании нефтяных залежей

№ варианта	Объем выборки	Hэф	Kp	Kпч	kпр	Kп	μ	F	K	Qб		Qи
	Основная выборка (I этап)
1	35
2	35
3	35
4	35
5	35
6	35
7	35
8	35
9	35
10	35
11	35
12	35
13	35
14	35
	Расширенная выборка (II этап)
15	64
16	79
17	81
18	66
19	92
20	63
21	66

При рассмотрении дендрографов, полученных для первых 14 вариантов комбинирования геолого-промысловых признаков, выяс­нилось, что наилучшим для целей группирования нефтяных зале­жей следует считать набор признаков (он имеет номер 3 в табл.6), в который входят следующие семь признаков: H_эф, K_p, K_п, k_пр, m, μ, K. Этот вывод сделан на следующем основании.

1. Дендрограф, построенный по указанному набору признаков имеет наиболее четкую структуру: во-первых, на нем резко обозначены границы выделенных групп; во-вторых, здесь намечается наименьшее число обособившихся точек (их здесь три — это точки 4,6,8).

2. Группы, выделенные на рис. 18, отличаются выдержанностью и стабильностью при сравнении результатов группирования по выбранному варианту с другими дендрографами. Так в первом варианте, где учитывались все десять признаков, выделяются четыре компактные группы, почти совпадающие с группами на рис.18. Различие этих групп заключается в том, что в данном варианте наблюдается значительно больше обособившихся точек (их здесь уже шесть).

Рис. 18.Схема (дендрограф) результатов группирования нефтяных залежей Западной Сибири по комплексу геологопромысловых признаков (H_эф,K_p, μ, K_пч, K, К_п, k_пp), (вариант 3):

1- Западно- Сургутское, БС₁; 2- Западно- Сургутское, БС_2-3, 3- Западно- Сургутское, БС₁₀, 10- Усть-Балыкское, БС₁; 11- Усть-Балыкское, БС_2-3, 12- Усть-Балыкское, БС₄; 14- Быстринское; БС₁; 15- Быстринское, , БС_2-3; 5- Самотлорское, АВ_2-3; 9- Самотлорское, БВ₁₀; 7- Самотлорское, БВ ; 22- Северо-Покурское, АВ′₃; 19- Аганское, БВ₉; 13- Усть- Балыкское, БС₁₀; 17- Локосовкое, БВ₆; 34- Южно-Балыкское, БС₁₀; 23- Северо- Покурское, АВ ; 30-Правдинское,БС₀; 26-Северо-ПокурскоеБВ ; 16- Локосовкое, БВ₅; 33- Мамотовское, БС₁₀, 24- Северо- Покурское, БВ₅; 21- Мортымья- Тетеревское, П; 28- Правдинское, БС₆; 31- Советское, АВ₁, 18- Аганское, БВ₈, 20- Трехозерное, П, 25- Северо- Покурское, БВ ; 27-Правдинское, БС₅; 29- Правдинское, БС₈; 32- Советское, БВ₈; 35 – Мегионское, ,БВ₈

3. Нефтяные залежи, входящие в каждую из групп, имеют свои характерные особенности по геолого-промысловым признакам.

Остановимся несколько подробнее на характеристике выделен­ных групп. Более высокими иерархическими уровнями объедине­ния элементов характеризуются третья и четвертая группы. Зале­жи, выделяемые в пятую группу (точки 4, 6, 8), являются аномальными по отношению к предыдущим группам по значениям тех или иных признаков и не составляют отдельной компактной группы.

Так пласт АВ₁ Самотлорского месторождения (точка 4) имеет самый большой коэффициент расчлененности (К_р=10,7), повышенные значения коэффициента проницаемости (k_пр=0,924 мкм²). Пласты АВ_4-5 и БВ₈ (точки 6 и 8) характеризу­ются наибольшими значениями эффективной мощности (соответ­ственно 18 и 16,3 м), а у пласта БВ₈ еще и коэффициент продук­тивности достигает наибольшего значения (K=27,9).

Интересно отметить, что при большей внутренней однородности по геолого-промысловым признакам третья и четвертая группы объединяют залежи как из Нижневартовского, так и из Сургут­ского сводов, в то же время менее однородные первая и вторая группы состоят из залежей, расположенных на одном из сводов: в первую группу входят залежи Сургутского свода, во вторую- Нижневартовского. Следовательно, эти две группы отражают оп­ределенные геолого-промысловые особенности, характерные для этих двух районов Западной Сибири.

На II этапе исследований, когда к изучению были привлечены месторождения различных нефтедобывающих районов страны, от­сутствовала информация о некоторых геолого-промысловых харак­теристиках залежей, поэтому анализ расширенной выборки велся по уменьшенному набору признаков. При этом необходимо было вы­брать такой вариант группирования, который не противоречил бы уже полученному для залежей Западной Сибири разделению на группы. Анализировалось семь вариантов группирования расширен­ной выборки. Наименьшее искажение описанных результатов группирования по семи признакам было получено при расчетах по набору из пяти признаков: H_эф, К_р, К_пч, k_пр,μ (вариант 20 в табл.6)

На III этапе проводился сравнительный анализ результатов, полученных на I и II этапах. Положительному решению задач, очевидно, должно способствовать получение идентичных по своей структуре вариантов как на I, так и II этапах эксперимента. Анализ дендрографов позволяет сделать вывод о совпадении их структуры и выделении четырех групп, в которые объединяются залежи. В целом изменение групп очень незначительное. Следовательно, для практического использования может быть рекомендован дендрограф, который учитывает пять геолого-промысловых признаков (вариант 20): H_эф, К_р, К_пч, k_пр, μ.

Таким образом, можно сделать вывод, что группирование нефтяных залежей по комплексу геолого-промысловых признаков вполне допустимо. Причем максимальным должен быть комплекс, состоящий из пяти-семи признаков. Естественно, что сделана первая попытка подобного группирования. Необходимо эти исследования продолжить и обосновать степень влияния каждого из признаков на результаты такого группирования.