Различные варианты учета геолого-промысловых признаков для двух этапов группирования залежей

Номер варианта	Число объектов	Признак
		Нэ	kp	kпч	kпр	kп	μ	p	K	Qб
Основная выборка (I этап)
1	35	Х	Х	Х	Х	Х	Х	Х	Х	Х	Х
2	35	Х		Х	Х		Х	Х	Х	Х	Х
3	35	Х	Х	Х	Х	Х	Х		Х
4	35	Х	Х	Х	Х		Х	Х	Х
5	35	Х		Х	Х			Х	Х	Х	Х
6	35	Х	Х	Х	Х	Х		Х	Х
7	35	Х		Х	Х				Х	Х	Х
8	35	Х	Х	Х	Х	Х		Х
9	35	Х	Х	Х	Х	Х
10	35	Х	Х	Х	Х		Х
11	35	Х	Х		Х	Х
12	35	Х	Х	Х					Х
13	35	Х	Х			Х	Х
14	35	Х	Х		Х		Х
Расширенная выборка (II этап)
15	64	Х	Х	Х	Х	Х	Х
16	79	Х	Х	Х	Х	Х
17	81	Х	Х		Х	Х
18	66	Х	Х		Х		Х
19	92	Х		Х	Х	Х	Х
20	63	Х	Х	Х	Х		Х
21	66	Х	Х			Х	Х

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 III и IV группы, менее высоки­ми — I и II. Залежи, выделяемые в V группу, 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 (10,7), повы­шенные значения открытой пористости (21%) и проницаемости (924 мД). Пласты АВ_4-5и БВ₈ (точки 6 и 8) характеризуются наибольшими значениями эффективной мощности (соответствен­но 18 и 16,3), а у БВ₈ еще и коэффициент продуктивности достигает наибольшего значения (27,9).

Рис.41. Дендрограф результатов группирования нефтяных залежей Западной Сибири по комплексу геолого-промысловых признаков: Н_э, k_пр, m,k_р, k_п, η, К (вариант 3). Составили В.Г. Каналин, Т.П. Уварова

Месторождения: 1 – Западно-Сургутское, алежь пласта БС₁; 2 – Западно-Сургутское – БС_2-3; 3 - Западно-Сургутское – БС₁₀; 4 – Самотлорское - АВ₁; 5– Самотлорское - АВ_2-3; 6 – Самотлорское - АВ_4-5; 7 – Самотлорское - БВ₈⁰; 8– Самотлорское - БВ₈; 9 – Самотлорское - АВ_2-3; 10 – Усть-Балыкское – БС₁; 11 – Усть-Балыкское – БС_2-3; 12 – Усть-Балыкское – БС₄; 13– Усть-Балыкское – БС₁₀; 14 – Быстринское – БС₁; 15 – Быстринское – БС_2-3; 16 – Локосовское БВ₅;

17– Локосовское БВ₆; 18 – Аганское БВ₈; 19 – Аганское БВ₉; 20 – Трехозерное П; 21 – Мортымья-Тетеревское П; 22 – Северо-Покурское – АВ₁³; 23 – Северо-Покурское – АВ₂¹; 24 – Северо-Покурское – БВ₅; 25– Северо-Покурское – БВ₈¹; 26– Северо-Покурское – БВ₈²; 27 – Правдинское – БС₅; 28 – Правдинское – БС₆;

29 – Правдинское – БС₈; 30 – Правдинское – БС₉; 31 – Советское - АВ₁; 32– Советское - БВ₈; 33 – Мамонтовское – БС₁₀; 34 – Южно-Балыкское – БС₁₀; 35 – Мегионское – БВ₈

Интересно отметить, что при большей внутренней однородности по геолого-промысловым признакам группы III и IV объединяют залежи как из Нижневартовского, так и из Сургутского сводов, в то же время менее однородные группы I и II состоят из залежей, расположенных на одном из сводов. В I группу входят залежи Сургутского свода, а во II-— Нижневартовского свода. Следовательно, эти две группы отражают определенные геолого-промысловые особенности, характерные для этих двух районов Западной Сибири (табл. 28).

Из табл. 26, 28 видно, что I группа характеризуется высокими значениями вязкости нефти. Интервал вариации в этой группе даже не перекрывается с интервалами вариации этого признака в других группах. Кроме того, все залежи I группы имеют одно­родное строение, что выражается в низких значениях коэффици­ента расчлененности.

Таблица 28