10.3. Опытно-промысловые работы и внедрение технологии кавернонакопления в карбонатных коллекторах

Возможность создания в ПЗП каверн-накопителей с ис­пользованием виброволнового воздействия впервые была ис­пытана в 1998 г. на скв. 6609, вскрывающей карбонатный пласт турнейского яруса Ново-Елховского нефтяного место­рождения АО "Татнефть".

В результате проведенных технологических мероприятий получен весомый прирост производительности скважины -дебит скважины возрос от 1,3 до 8,3 т/сут. Скважина была об­работана 06.98 г., далее скважина в 1998 г. функционировала со среднесуточным дебитом в 7,2 т/сут в течение 183 сут, сум­марная дополнительная добыча - 1316 т. В 1999 г. скважина продолжала работать со среднесуточным дебитом 5,8 т/сут, на 01.01.2000 г. работа ее продолжалась, а суммарная дополни­тельная добыча нефти за 1998 и 1999 гг. составила 3329 т.

В 1999 г. технология кавернонакопления с применением виброволнового воздействия была внедрена на шести сква­жинах Ново-Елховского месторождения, вскрывающих карбо­натные коллекторы турнейского яруса (пласт С™) (табл. 10.3.1).

329

Таблица 10.3.1

Результаты работ по кавернонакоплению в карбонатных коллек­торах Ново-Елховского месторождения АО "Татнефть"

Номер сква­жины	Дата об­работки	До обработки		После обработки		Прирост дебита нефти, т/сут	Дополни­тельная добы­ча нефти на 01.07.99 г., т
		Дебит нефти, т/сут	Обводнен­ность, %	Дебит нефти, т/сут	Обводнен­ность, %
6609 6638 6607 15293 713 7251	06.98 г. 02.99 г. 02.99 г. 03.99 г. 06.99 г. 06.99 г.	1,3 0,8 4,4 2,1 1,7 0,2	13 7 29 16 7 10	8,3 6,7 7,5 4,6 5,0 3,9	0 6 0 20 7 5	7,2 5,9 3,1 2,5 3,3 3,7	2466 682 222 218 88 68

В результате проведенных мероприятий достигнуто весьма заметное увеличение дебитов скважин от 2,5 до 7,2 т/сут при снижении обводненности практически по всем скважинам. Все скважины на 01.10.99 г. работали без существенного падения продуктивности, в том числе и скв. 6609, обработанная в 1998 г. Дополнительная добыча нефти составила более 6000 т.

Полученные результаты свидетельствуют о высокой эффек­тивности разработанной авторами технологии. В настоящее время проводятся работы по усовершенствованию технологии с учетом использования новых скважинных генераторов коле­баний типа ГД2В и планируются значительные объемы вне­дрения.

10.4. РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТОК ВОДОЗАБОРНЫХ СКВАЖИН

В 1998 г. на месторождении Тулва Пермской области были проведены 16 обработок водозаборных скважин. Результаты виброволновых обработок приведены в табл. 10.4.1. Для воз­буждения упругих колебаний в скважинах применяли гидро­динамический генератор типа ГЖ, настроенный на макси­мально низкую рабочую частоту. В качестве рабочей жидко­сти в режиме циркуляции использовали аэрированную (с ис­пользованием компрессора) воду. Это позволило осуществить комплексное виброволновое и депрессионное воздействие на водоносные песчаные пласты.

ззо

Таблица 10.4.1

Результаты виброволновых обработок водозаборных скважин на месторождении Тулва Пермской области

Номер	Интервал	Забой,м	Дебит, м^сут
скважины	пласта, м		до обработки	после обработки
37	6	16	400	430
38	6	16	200	250
39	6	16	430	540
40	6	16	160	860
41	6	16	430	860
44	6	16	200	210
45	6	16	660	820
46	6	16	620	790
47	6	16	420	490
48	6	16	1150	1570
49	6	16	1440	1730
50	6	16	640	820
52	6	16	480	540
53	6	16	260	320
58	6	16	150	600
59	6	16	330	350

В результате проведенных работ на всех 16 скважинах по­лучены достаточно хорошие результаты, при этом дебиты от­дельных скважин возросли в 3—5 раз и более. Вместе с тем бы­ли выявлены определенные технические ограничения конст­рукции генератора колебаний типа ГЖ применительно к обра­ботке водозаборных скважин, которые не позволили в полной мере выявить достоинства технологии и получить еще более весомые результаты. Это - их недостаточно эффективная ра­бота при малых давлениях подачи рабочей жидкости, а также невозможность снижения частоты генерации до требуемой оп­тимальной. В дальнейшем полученные в ходе работ данные были учтены при разработке более эффективного и "гибкого" гидродинамического генератора типа ГД2В.

В перспективе работы по виброволновым обработкам будут продолжены в Башкортостане, Татарстане, в Московской об­ласти, Западной Сибири и др.

331

10.5. РЕЗУЛЬТАТЫ ОТПЫТНЫХ РАБОТ

ПО ИНИЦИИРОВАНИЮ ИНТЕНСИФИКАЦИИ

СКВАЖИННОЙ ГИДРОДОБЫЧИ ЖЕЛЕЗНЫХ РУД

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕНЕРАТОРОВ КОЛЕБАНИЙ ТИПА

ГЖ НА ШЕМРАЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

КУРСКОЙ МАГНИТНОЙ АНОМАЛИИ

На Шемраевском месторождении (Белгородская область) богатых железных руд Курской магнитной аномалии (КМА) выполнялись опытно-промысловые исследования с целью оценки возможности использования мощных упругих колеба­ний для инициирования и интенсификации скважинной гидро­добычи железных руд.

Месторождения богатых железных руд КМА являются про­дуктом древних кор выветривания площадного и линейного типов, образовавшихся на выходах докембрийских желези­стых кварцитов. Их суммарные запасы превышают 60 млрд т. Руды характеризуются высоким качеством. Рудные тела про­тяженные, мощность пластов достигает сотен метров. Окис­ленные богатые железные руды, расположенные между окис­ленными кварцитами и зоной вторичной цементации, характе­ризуются общим содержанием железа 65-68 %.

Горно-геологические условия залегания богатых железных руд сложные и являются главным препятствием для вовлече­ния месторождений в эксплуатацию традиционными способа­ми. Руды находятся на больших глубинах и сильно обводнены. Их физическое состояние изменчиво, а существенная доля руд представлена неустойчивыми разновидностями. Они обладают невысокой прочностью и рассматриваются в качестве потен­циальной рудной базы для СГД.

Опытно-промысловые работы проводились совместно с П.Д. Гостюхиным и В.Г. Тарасенко по заданию ОАО "Гидро-руда" с целью оценки возможности использования мощных упругих колебаний для инициирования и интенсификации скважинной гидродобычи железных руд. В качестве объекта испытаний была выбрана скв. 4Т. Внешний вид устья скважи-

332

ны, оборудованной для гидродобычи железных руд, показан на рис. 10.5.1.

Работы проводились в интервале глубин 676-720 м. Про­дуктивный пласт представлен перемежаемостью плотных, имеющих прочность на одноосное сжатие до 6 МПа и порис­тых руд (прочность на одноосное сжатие порядка 3 МПа), сцементированных контактовым цементирующим материалом - шамозитом.

333

Рис. 10.5.1. Внешний вид устья скв. 4Т Шемраевского месторождения, обору­дованной для гидродобычи железной руды

Испытания проводились с помощью специально разрабо­танного гидродинамического генератора типа ГЖ повышенной

334

мощности. Параметры его представлены в гл. 9 (см. табл. 9.6.1).

Воздействие на продуктивный пласт осуществлялось на глубинах 686, 691, 696, 709 м. Ранее на этих интервалах про­водились мероприятия по традиционной технологии СГД. По­ложительных результатов не было достигнуто (нулевой выход пульпы). Генератор вместе с резонатором спускали в скважину на трубах НКТ диаметром 89 мм, через которые осуществля­лась подача жидких рабочих агентов. В качестве пульпоподъ-емной колонны использовали трубы диаметром 219 мм, баш­мак которых находился на глубине 676 м. Давление в системе 8,0-10,0 МПа, расход воды 15,0-20,0 л/с, подача воздуха для подъема пульпы с загрузкой на глубине 400 м 960 м³/ч.

В процессе работы наблюдали заметный вынос пульпы пульсирующего характера со средними характеристиками 150-180 м³/ч, плотность пульпы изменялась в пределах 1020-1040 г/л, рудный материал был представлен мелкозернистым и тонкозернистым мартитом. Отмечались также зерна шамозита. По окончании испытаний генератор с резонатором были из­влечены на поверхность и осмотрены. Повреждений и износа не было обнаружено. Испытания показали, что использование виброволнового воздействия привело к извлечению рудного материала из горизонта, который до этого не реагировал на попытки добычи по традиционной технологии.

Проведенные опытные работы показали перспективность использования мощных скважинных гидродинамических ге­нераторов колебаний для интенсификации скважинной гид­родобычи железных руд. В ходе испытаний получены данные для дальнейшего усовершенствования метода, определены на­правления научно-исследовательских, опытно-конст­рукторских и опытно-промышленных работ с целью создания технологии промышленной скважинной гидродобычи с ис­пользованием виброволнового воздействия.

335

ГЛАВА

11

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СКВАЖИННЫХ ОБРАБОТОК

Д ля осуществления высоких технико-экономических пока­зателей разработки необходимо определение научно обос­нованных критериев организации технологических мероприя­тий, применение автоматизированной системы целевой обра­ботки масштабной геолого-промысловой информации, опера­тивно представляющей объекты для проведения работ и уста­навливающей конкретные технические рекомендации по на­значению технологии обработок скважин, целесообразности сочетания виброволнового воздействия с каким-либо реагент-ным воздействием и оптимальному режиму обработки по кон­кретной скважине.

Технологический эффект виброволнового воздействия оп­ределяется совокупным влиянием множества разнородных геолого-физических и технологических параметров, таких, на­пример, как проницаемость, пористость, глинистость и карбо-натность пласта, вязкость пластового флюида, толщина про­дуктивных интервалов пласта, забойное и пластовое давление, начальная и текущая продуктивность, режимы виброволнового воздействия и др. Поэтому для исследования данного процесса и адекватного выбора прогнозирования его показателей необ­ходимо использовать компьютерные модели, построенные с использованием методов многофакторного статистического анализа.

В гл. 11 описывается прогнозное моделирование, осущест­вленное в рамках системного подхода к выбору объектов, на­значению технологических операций, реагентов, общей орга-

334

низации внедренческих работ, реализованное при ОПР и вне­дрении технологий на Ново-Елховском месторождении АО "Татнефть".

На основе накопленной информации по исходным геолого-физическим и технологическим параметрам проведенных вы­шеописанных опытно-промышленных работ осуществляли прогнозное моделирование процесса обработки ПЗП с исполь­зованием метода главных компонент [58].

Преимущества данного подхода особенно проявляются на начальных этапах пробного моделирования при необходимо­сти учета в модели большого количества факторов и недостат­ке числа "наблюдений". Применение метода главных компо­нент позволяет заменять совокупность большого числа взаи­мосвязанных признаков на некоторую совокупность относи­тельно малого числа некоррелированных параметров - обоб­щенных факторов процесса главных компонент с сохранением всей информации об изменчивости процесса.

Для моделирования процесса обработки нагнетательных скважин, вскрывающих девонские и бобриковские пласты Но-во-Елховского месторождения, было определено восемь пере­менных - факторов процесса, оказывающих влияние на пока­затель процесса - приращение коэффициента удельной прие­мистости. Это - удельная максимальная приемистость сква­жины по истории работы, удельная приемистость на момент перед обработкой, отношение значения пластового давления к гидростатическому, общая толщина продуктивных интерва­лов, коэффициент вариации толщин продуктивных интерва­лов, средневзвешенный коэффициент пористости, коэффици­ент депрессии режима виброволновой обработки, число ком-плексирования с реагентными операциями. Коэффициент удельной приемистости - коэффициент приемистости, отне­сенный к 1 м толщины продуктивного интервала пласта, наи­более адекватно учитывает эффект осуществляемого воздейст­вия непосредственно на среду коллектора призабойной зоны скважины. Коэффициент депрессии режима обработки, отно­шение забойного давления режима виброволнового воздейст­вия к гидростатическому давлению глубины интервала перфо­рации определяют характер процесса очистки призабойной зоны (количественное выражение режима депрессии или ре­прессии на пласт). Коэффициент вариации толщин продуктив­ных интервалов скважины и другие подобные параметры ка-

335

чественно оценивают неоднородность пластов и изменчивость геолого-промысловых параметров объекта.

В табл. 11.1 представлены исходные данные по проведен­ным на Ново-Елховском месторождении виброволновым об­работкам нагнетательных скважин с различными геолого-физическими и технологическими условиями.

На первом этапе осуществляется корреляционный анализ

Таблица 11.1

Исходные данные модели технологической эффективности

процесса обработки нагнетательных скважин, вскрывающих

пласты девонского и бобриковского горизонтов Ново-Елховского

нефтяного месторождения

Номер сква-	Параметры процесса
жины	У	х\	х2	хЪ	х4	х5	хб	xl	се
523	0,10	1,11	0,11	0,96	4,00	0,00	19,30	1,23	1,00
3189	0,00	1,15	0,26	1,10	3,00	0,33	14,50	1,00	2,00
3086	0,21	2,10	0,37	1,06	5,00	0,32	17,70	1,05	2,00
3093	0,10	0,15	0,00	0,97	8,00	0,69	17,00	0,98	1,00
2518	0,71	0,47	0,14	1,13	3,00	0,00	18,00	1,80	2,00
745	1,22	0,41	0,00	0,98	3,00	0,00	23,00	0,40	4,00
2122	0,22	0,22	0,00	1,25	4,00	0,00	17,30	1,10	1,00
4428	0,03	0,15	0,03	1,09	3,20	0,25	19,00	0,40	3,00
4437	0,11	1,79	0,04	1,12	2,40	0,50	19,90	0,40	3,00
134	0,08	0,63	0,02	1,07	14,0	0,33	15,00	0,20	3,00
689	0,41	0,86	0,10	1,09	5,60	0,40	19,80	0,25	2,00
4468	0,60	0,43	0,15	1,06	6,40	0,23	18,00	1,10	3,00
8432	0,19	0,67	0,23	0,91	3,90	0,23	17,50	1,10	3,00
7214	0,09	0,79	0,19	0,99	2,80	0,00	22,00	0,24	4,00
7267	0,07	0,43	0,14	0,80	3,60	0,00	19,50	0,20	4,00
7180	0,16	0,68	0,15	0,81	3,00	0,00	21,00	1,20	1,00
7184	0,47	2,50	0,14	0,81	1,40	0,00	22,00	1,23	2,00
7203	0,07	0,43	0,09	0,81	6,00	0,00	23,00	1,24	1,00
7277	0,24	0,72	0,10	0,86	2,00	0,00	21,00	1,16	2,00
7279	0,11	2,10	0,21	0,96	4,20	0,00	20,20	1,03	1,00
7281	0,39	1,40	0,10	0,87	2,00	0,00	20,50	1,15	2,00
7301	0,42	1,20	0,16	0,89	2,00	0,00	19,90	1,12	2,00
7375	0,10	0,80	0,10	0,72	3,00	0,00	22,20	1,40	2,00
Примечание.			у — приращение коэффициента удельной приемистости
после обработки, 10"'м			7(сут-МПа);х1-		- удельная максимальная приемистость
скважины по истории работы,				10 м /(сутМПа); х2 — удельная приемистость на
момент перед вибровоздействием, м7(сутатмм^						; хЗ — коэффициент пластового
давления (отношение пластового давления к гидростатическому); х4 -									- общая
толщина продуктивных интервалов, м					;x5-i	«юффициент вариации			толщин
продуктивных i		пггервалов; хб -		- средневзвешенный коэффициент пористости,
%; xl — коэффициент депрессии режима виброобработки; х8 —								число комплек-
сирования с физико-химическими мероприятиями.

336

исходного материала. Результаты расчетов выборочных

337

Таблица 11.2 Корреляционная матрица

Показатель и	Коэффициенты корреляции									Средние значения	Среднеквад­ратичные
факторы	У	х\	х2	хЪ	хЛ	х5	хб	xl	xS		отклонения
у	1,000	-0,055	-0,170	0,096	-0,190	-0,238	0,281	0,098	0,272	0,27	0,28
х\	-0,055	1,000	0,512	-0,127	-0,294	-0,043	0,138	0,137	-0,164	0,92	0,66
х2	-0,170	0,512	1,000	-0,111	-0,232	-0,093	-0,152	0,262	-0,020	0,12	0,09
хЗ	0,096	-0,127	-0,111	1,000	0,245	0,434	-0,604	-0,227	0,061	0,97	0,13
х4	-0,190	-0,294	-0,232	0,245	1,000	0,478	-0,505	-0,295	-0,021	4,15	2,67
х5	-0,238	-0,043	-0,093	0,434	0,478	1,000	-0,565	-0,337	0,028	0,14	0,20
хб	0,281	0,138	-0,152	-0,604	-0,505	-0,565	1,000	0,032	0,066	19,45	2,33
xl	0,098	0,137	0,262	-0,227	-0,295	-0,337	0,032	1,000	-0,656	0,91	0,45
х8	0,272	-0,164	-0,020	0,061	-0,021	0,028	0,066	-0,656	1,000	2,22	1,00

Таблица 11.3

Показатель	Критерии надежности коэффициентов корреляции
и факторы	У	х\	х2	хЪ	х4	х5	хб	xl	х8
У	1,00	0,27	0,84	0,46	0,95	1,21	1,46	0,47	1,41
xl	1,00	1,00	3,33	0,62	1,54	0,21	0,68	0,67	0,81
х2	1,00	1,00	1,00	0,54	1,17	0,45	0,74	1,35	0,10
хЗ	1,00	1,00	1,00	1,00	1,25	2,57	4,57	1,15	0,30
хА	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	2,97	3,25	1,55	0,10
х5	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	3,98	1,82	0,14
хб	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	0,15	0,32
xl	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	5,53
х8	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00

338

коэффициентов корреляции и их критерии надежности, оце­нивающие достоверность полученных коэффициентов корре­ляции, приведены в виде корреляционной матрицы и матрицы критериев надежности (табл. 11.2 и 11.3).

Анализ полученных результатов показывает, что существу­ет зависимость между выбранными показателем эффективно­сти виброволнового воздействия и геолого-технологическими факторами. При этом также наблюдается существенная корре­ляция между факторами процесса, т.е. данные обладают свой­ствами мультиколлинеарности. Это затрудняет проведение анализа и определение коэффициентов корреляционных моде­лей. Трудно установить, какие факторы влияют наиболее су­щественно и определить степень этого влияния. В результате регрессионного анализа получена линейная зависимость, про­гнозирующая показатель при заданных значениях факторов. Критериями надежности данной модели являются мера иден­тичности и коэффициент множественной корреляции, харак­теризующие часть дисперсии показателя, которую описывает данная регрессия, F - отношение, характеризующее меру на­дежности данного выражения (в сравнении с процентилями распределения Фишера), оценка несмещенности и до­верительные интервалы (вычисленные с помощью распреде­ления Стьюдента), характеризующие ошибки предсказания. Числовые значения этих критериев приведены в табл. 11.4.

Наличие большого числа факторов (восемь) при небольшом числе наблюдений (23 скважины) делает необходимым для увеличения надежности прогнозной модели отбрасывание не­которого их числа, однако затруднительно определить влияние этого отсечения методом регрессионного анализа. Это вызвало необходимость следующего этапа моделирования - примене­ния метода главных компонент.

На этом этапе появляется задача замены исходных вза­имосвязанных признаков на некоторую совокупность не-

Таблица 11.4 Результаты регрессионного анализа по исходным факторам процесса

И скомое уравнение регрессии для показателя у: у = -0,22+ -0,1612x6+

+0,03x7

Мера идентичности: 0.09 Коэффициент множественной корреляции: 0,30

F-критерий: 0,97

Критерий несмещенности: 0,269

Доверительный интервал (90 %): 0,394 Попадание: 91,304

339

коррелированных параметров. Число этих новых переменных в целях увеличения надежности регрессионной модели жела­тельно уменьшить, но при этом достаточно большая часть ин­формации об изменчивости исследуемого процесса должна быть в них сохранена. Данная задача решается методом глав­ных компонент, который позволяет сжать исходную информа­цию, описать исследуемый процесс меньшим, по сравнению с исходным набором параметров, числом обобщенных факторов - главных компонент. Эти новые переменные отражают внутренние, объективно существующие закономерности, не поддающиеся непосредственному наблюдению.

В качестве исходной информации для метода используется полученная ранее корреляционная матрица (см. табл. 11.2), применяемая как ступень для дальнейшего анализа исходных признаков. Задача заключается в линейном преобразовании т признаков Х\, Х₂, ...,Х_т в новый набор случайных величин К\, К₂, ..., К_т, что делает их некоррелированными и располагает в порядке убывания их дисперсий. При этом подавляющую до­лю дисперсии, которая характеризует изменчивость процесса, обычно содержат первые несколько компонент. Выделенные компоненты рассчитываются для исходных объектов, при этом по группируемости объектов - скважин в координатах глав­ных компонент извлекается ценная дополнительная информа­ция, позволяющая классифицировать объекты по заданному признаку. Регрессионная модель, в которой в качестве пере­менных факторов используются главные компоненты, по­зволяет устранять отмеченные выше трудности.

В результате проведенного компьютерного анализа было извлечено восемь компонент процесса. Полученная матрица весов переменных - исходных факторов, входящих в главные компоненты, собственные значения главных компонент и вклады компонент в общую дисперсию приведены в табл. 11.5. Первая компонента объясняет 34 % всей дисперсии, вто­рая - 22 %. Основную долю дисперсии процесса (72 %) опи­сывают три первые главные компоненты. Отметим, что отно­сительно малое число первых главных компонент, накапли­вающих основную дисперсию процесса, еще раз свидетельст­вует о сильной коррелированности исходных факторов.

340

Таблица 11.5 Результаты анализа процесса обработок скважин методом

компонент

главных

Показа­тель	Главные компоненты процесса обработки ВДХВ нагнетательных скважин
процесса	к\	к2	кЗ	к4	к5	Кб	к!	к8
х\	-0,419	0,427	0,584	0,292	0,379	0,207	0,173	-0,007
х2	-0,333	0,539	0,610	-0,034	-0,414	-0,035	-0,222	0,055
хЗ	0,679	0,268	0,098	-0,540	0,308	0,210	-0,091	0,135
х4	0,725	0,098	-0,223	0,468	-0,275	0,318	0,006	0,139
х5	0,750	0,271	0,146	0,283	0,226	-0,449	-0,021	0,097
хб	-0,706	-0,566	-0,048	0,174	0,241	0,012	-0,181	0,240
xl	-0,558	0,590	-0,447	-0,169	-0,131	-0,109	0,202	0,203
х8	0,258	-0,660	0,584	-0,174	-0,240	-0,054	0,222	0,131
		Собственные числа главных компонент
	2,712	1,732	1,337	0,766	0,669	0,406	0,211	0,166
		Вклады компонент в обилую				дисперсию
	0,339	0,217	0,167	0,096	0,084	0,051	0,026	0,021
	Накопленные доли дисперсий по главным компонентам
	0,339	0,555	0,723	0,818	0,902	0,953	0,979	1,000

Анализ матрицы весов главных компонент позволил про­вести классификацию обобщенных факторов процесса. Так, в первую главную компоненту с наибольшими весами входят коэффициент пластового давления, общая толщина продук­тивных интервалов, коэффициент вариации толщин продук­тивных интервалов и средневзвешенный коэффициент порис­тости. Ее можно классифицировать как обобщенную гидро-проводность скважины. Вторая главная компонента с наи­большими весами включает коэффициент депрессии режима виброволновой обработки, число комплексирования с реа-гентными операциями. Ее следует классифицировать как обобщенный фактор виброволнового режима обработки. Тре­тья главная компонента процесса с наибольшими весами включает число комплексирования с физико-химическими ме­роприятиями и факторы, определяющие "восприимчивость" скважины к проведению физико-химического воздействия, -максимальную приемистость и удельную приемистость сква­жины на момент перед воздействием. Ее можно классифици­ровать как обобщенную характеристику физико-химического компонента воздействия.

Каждая главная компонента выражается через исходные факторы процесса в виде

341

ДИ1

где a_ir - элементы матрицы весов главных компонент (см. табл. 11.5); jc, - переменные факторы процесса; V_r - собствен­ные значения главных компонент.

В табл. 11.6 представлены главные компоненты, рассчитан­ные для набора исходных факторов промысловых объектов.

На основе полученных результатов извлекается ценная ин­формация по "распознаванию" промысловых объектов по при­знаку эффективности для проведения виброволновых обрабо­ток скважин. На рис. 11.1 представлено распределение обра­ботанных нагнетательных скважин девонских и бобриковских пластов в координатах первых главных компонент. Видно, что все скважины весьма отчетливо разделяются на три группы: группу скважин с высоким эффектом (приращение коэффици-

Таблица 11.6

Главные компоненты, рассчитанные по исходным факторам обработки нагнетательных скважин

процесса

Номер сква-	Главные компоненты по исходным факторам процесса
жины	к\	к2	кЗ	к4	к5	Кб	к!
523	-4,06	-5,58	-0,73	6,08	5,71	4,31	-13,80	34,33
3189	-2,83	-4,40	0,25	4,23	4,18	3,02	-9,11	27,41
3086	-3,31	-5,06	0,25	6,55	4,95	5,14	-11,06	33,73
3093	-1,98	-4,85	-1,63	7,94	3,05	6,20	-12,69	34,45
2518	-3,87	-5,52	-0,52	4,45	4,88	2,96	-11,75	33,27
745	-1,71	-8,48	0,54	5,54	6,22	3,12	-15,11	40,21
2122	-3,29	-5,18	-1,03	5,11	4,71	3,99	-12,95	31,51
4428	-3,57	-6,78	0,15	4,89	5,02	2,94	-13,04	34,05
4437	-1,20	-6,67	1,00	5,30	6,70	2,91	-12,54	34,80
134	0,34	-4,81	-1,24	10,85	-0,53	11,48	-9,08	37,04
689	-3,28	-6,36	-0,31	7,12	5,12	5,21	-14,35	36,32
4468	-2,67	-5,93	-0,42	6,57	3,27	5,37	-11,31	36,12
8432	-3,30	-5,85	0,15	5,13	4,14	3,43	-10,78	33,21
7214	-4,55	-8,06	0,91	5,35	6,07	3,16	-14,31	38,46
7267	-3,66	-7,35	0,69	5,28	4,59	3,44	-12,34	35,30
7180	-4,74	-6,32	-0,80	5,80	6,40	3,28	-15,65	35,83
7184	-5,62	-6,67	0,65	5,51	8,09	2,84	-13,97	36,69
7203	-4,42	-6,87	-1,52	7,99	5,77	5,56	-17,37	41,26
7277	-1,89	-6,77	-0,18	4,96	6,53	2,43	-14,60	35,76
7279	-1,36	-5,66	-0,25	6,82	6,49	5,04	-14,05	35,55
7281	-1,86	-6,44	0,14	5,10	6,75	2,77	-13,63	35,00
7301	-4,67	-6,28	0,11	4,87	6,39	2,66	-13,38	34,14
7357	-5,03	-7,03	-0,45	5,92	6,49	3,15	-15,24	38,50

342

ента удельной приемистости АК_шр > 0,3), группу скважин со средним эффектом (приращение АК_пр от 0,09 до 0,24) и группу скважин с низким эффектом воздействия (АК_пр < 0,09).

Данный результат позволяет с достаточной надежностью осуществлять оптимальный выбор скважин для проведения высокоэффективных обработок, а также назначать необходи­мые режимные операции по требуемой депрессии на пласт и необходимости дополнительных химреагентных воздействий.

Следующим этапом моделирования является регрессион­ный анализ на основе определенных главных компонент. По­лученные результаты представлены в табл. 11.7. Сравнение данных таблицы с соответствующими данными, установлен­ными в результате регрессионного анализа по исходным фак­торам, показывает увеличение надежности по F-критерию и уменьшение доверительных интервалов, отвечающим одина-

Рис. 11.1. Распределение скважин в координатах главных компонент модели эф­фективности виброволновых обработок нагнетательных скважин с ис­пользованием технологий ВДХВ и BIIB:

1 — группа скважин сильного эффекта обработки (ДАГ_пр > 0,3); 2 — группа скважин среднего эффекта обработки (АК_Щ от 0,09 до 0,24); 3 - группа скважин слабого эффекта обработки (ДАГ_пр < 0,09)

343

ковым уровням значимости. Однако наиболее существенно то, что новое регрессионное уравнение построено на переменных, являющихся некоррелированными обобщенными геолого-промысловыми параметрами, которые получены по вкладу в общую дисперсию и комплексно, в сжатом виде, описывают особенности рассматриваемого процесса, что позволяет по­вышать надежность и точность прогнозирования.

Для моделирования процесса обработки добывающих скважин, вскрывающих девонские и бобриковские пласты Но-во-Елховского месторождения, было определено 10 перемен­ных - факторов процесса, оказывающих влияние на показатель процесса - приращение удельного дебита после обработки: максимальный дебит по нефти скважины по истории работы, дебит жидкости на момент перед обработкой, обводненность продукции перед виброволновым воздействием, общая толщи­на продуктивных интервалов, коэффициент вариации толщин продуктивных интервалов, средневзвешенная пористость про­дуктивного интервала, средневзвешенный коэффициент неф-тенасыщенности продуктивного интервала, коэффициент пла­стового давления, коэффициент депрессии режима обработки, число комплексирования с физико-химическими мероприя­тиями.

В табл. 11.8 представлены исходные данные по проведен­ным на Ново-Елховском месторождении виброволновым

Таблица 11.7 Результаты регрессионного анализа по главным компонентам процесса

И скомое уравнение регрессии для показателя у: у = -0,31+ -0,0068x2+

0,09x3

Мера идентичности: 0,12 Коэффициент множественной корреляции: 0,34

F-критерий: 1,33

Критерий несмещенности: 0,264

Доверительный интервал (90 %): 0,388 Попадание: 91,304

Доверительный интервал (75 %): 0,186 Попадание: 60,870

3 44

Таблица 11.8