Структурная схема создания АГПМ

Для того, чтобы тот или иной объект разработки включить в анализируемую выборку, необходимо провести по нему анализ текущего состояния разработки. Анализ должен включать оценку точности подсчета запасов, определение комплекса геолого-физических и технологических параметров и оценку показателей разработки на фиксированные моменты времени.

Выбор наиболее информативных и независимых геолого-физических параметров проводится по графам значимых связей, на основе парной корреляции.

Структурная схема создания АГПМ выглядит следующим образом.

1.Подготовка геологических параметров объекта Гi. Классификация. Предварительное построение модели объекта.		2.Подготовка технологических параметров Тi.
	3.Выделение основных параметров, оказывающих существенное влияние на показатели разработки.
Оценка выходных параметров по месторождению - коэффициента нефтеотдачи ht, водонефтяного фактора ВНФt на фиксированное безразмерное время.
Классификация исходной выборки объектов по комплексу геолого-физических характеристик. Выбор метода классификации. Выделение однородных групп объектов. Смысловая классификация. Анализ динамики показателей по выделенным группам объектов.
Выбор математического и смыслового выражения АГПМ и получение конкретного значения для выделенной группы. Оценка точности и погрешности.

Схема создания АГПМ при помощи программного обеспечения выглядит следующим образом:

смысловое выражение

¯

Программное обеспечение для построения модели (уравнения регрессии)

h_t ®

ВНФ_t ®

Г_i ® ® h_t= a + a₁×x₁+...+a_n×x_n

Т_i ®

входные ­ выходные

параметры Математическое выражение параметры

Основные геолого-физические и технологические показатели, используемые при создании АГПМ можно сгруппировать следующим образом:

1 - показатели, характеризующие физико-химические свойства насыщенных флюидов;

2 - показатели, характеризующие изменчивость коллекторских и толщинных свойств пласта;

3 - показатели, характеризующие специальные коэффициенты и комплексные показатели неоднородности;

4 - показатели, характеризующие строение водонефтяной зоны;

5 - показатели, характеризующие технологию разработки.

Первые четыре пункта - геолого-физические параметры объекта, пятый пункт - технологические показатели разработки.

Таблица 1

Основные показатели, рекомендуемые для моделирования процесса нефтеизвлечения

Группа показателей	Показатели	Обозначение
	(Геолого- физические)
	Вязкость пластовой нефти, мПа×с	mн
	Относительная вязкость	m0
	Содержание асфальтенов	А
	Содержание асфальтенов и смол	А+С
	Содержание парафинов	П
	Пластовая температура, 0С	Т
	Плотность пластовой нефти, т/м3	rн
	Пластовый газовый фактор, м3/ м3	G
	Коэффициент проницаемости, мкм2	кпр
	Математическое ожидание пористости, %	Mm
	Стандартное отклонение пористости, %	sm
	Коэффициент вариации пористости, %	Wm
	Математическое ожидание нефтенасыщенности, %	MКн
	Стандартное отклонение нефтенасыщенности, %	sКн
	Коэффициент вариации нефтенасыщенности, %	WКн
	Математическое ожидание эффективной толщины пласта, м	Mhэф
	Стандартное отклонение эффективной толщины пласта, м	shэф
	Коэффициент вариации эффективной толщины пласта, %	Whэф
	Математическое ожидание толщины пропластков, м	Mhпр
	Стандартное отклонение толщины пропластка, м	shпр
	Коэффициент вариации толщины пропластков, %	Whпр
	Коэффициент расчлененности	Кр
	Коэффициент песчанистости	Кп
	Коэффициент литологической связанности	Кл.с.
	Комплексные показатели неоднородности	Кнеод, К/неод.
	Коэффициент гидропроводности, 10-11 м×м2/(Па×с)	kh/m
	Относительные запасы нефти в ВНЗ, %	QВНЗ
	Относительная площадь ВНЗ, %	SВНЗ
	(Технологические)
	Темпы отбора жидкости, %	Тж
	Текущая плотность сетки скважин, га/скв	S
	Плотность сетки скважин с учетом всех пребывавших, га/скв.	S/
	Текущие запасы нефти на скважину, тыс.т/скв.	Q
	Запасы нефти на скважину с учетом всех пребывавших, тыс.т/скв.	Q/
	Соотношение закачки и отборов жидкости	qзак/qотб

В результате классификации залежей нефти при помощи факторного анализа, а именно метода главных компонент по Волго-Уральской нефтегазоносной провинции выделены три группы объектов. Выделенные группы объектов различаются по динамике показателей разработки - текущих и конечных значений нефтеотдачи и водонефтяного фактора.

1 группа характеризуется как относительно однородные объекты с маловязкой нефтью.

В эту группу входят в основном девонские залежи Башкирии и некоторые залежи с маловязкой нефтью Куйбышевской области.

2 группа объектов с относительно неоднородные объекты с высоковязкой нефтью.

Эта группа представлена залежами яснополянского надгоризонта месторождений Башкирии, некоторыми залежами нефти Куйбышевской и Пермской областей.

3 группа объектов с относительно неоднородным строением и маловязкими нефтями

В эту группу входят площади Ромашкинского месторождения и объекты Прикамской группы месторождений.