Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта на объекте ЮВ 1 Урьевского месторождения

Автор: Ахмедьянов С.Р., Аубакиров А.Б.

Журнал: Академический журнал Западной Сибири @ajws

Статья в выпуске: 5 (60) т.11, 2015 года.

Бесплатный доступ

Методы статистического многомерного анализа данных нашли широкое практическое применение в области разработки нефтяных и газовых месторождений. В данной статье рассматривается последовательность правильного подбора технологических параметров с учетом конкретных геологических условий на скважине на основе линейной регрессии для планирования ГРП объекта ЮВ 1 Урьевского месторождения.

Линейная регрессия, коэффициент пирсона, гидравлический разрыв пласта, объект юв 1, урьевское месторождение

Короткий адрес: https://sciup.org/140222032

IDR: 140222032

Текст научной статьи Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта на объекте ЮВ 1 Урьевского месторождения

На данном историческом этапе увеличение продуктивности добывающих скважин и вовлечение в разработку трудно извлекаемых запасов являются приоритетными задачами для нефтяной промышленности. Удельный вес залежей Западной Сибири, характеризующихся низкой проницаемостью и высокой степенью расчленённости коллектора, составляет около 60% от общего числа. Основной методикой, применяемой для вовлечения в разработку не дренируемых запасов нефти, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Трещины ГРП обладают высокой пропускной способностью, что позволяет увеличить дебит добывающих скважин в 2-3 раза и повысить рентабельность разработки трудно извлекаемых запасов. Однако, применение данной технологии не всегда приводит к успешным результатам. Зачастую с приростом продуктивности скважин, увеличивается и их обводненность, что может приводить к преждевременному выходу скважин из действующего фонда. Также известно, что за период эксплуатации скважин после проведения ГРП значительно снижается проводимость трещин вследствие выноса проппанта и ее постепенного смыкания. Таким образом, проблема грамотного подбора скважин кандидатов для проведения первичного и повторного ГРП, а также грамотный выбор технологии гидроразрыва являются актуальной задачей.

За время разработки нефтяных месторождений Западной Сибири накоплен огромный опыт прове- дения ГРП, в том числе и на объектах, приуроченных к слабо дренируемым, низкопроницаемым и неоднородным коллекторам.

На объекте ЮВ 1 Урьевского месторождения по состоянию на 01.01.2009 г. в эксплуатацию после ГРП запущено 311 добывающих скважин и 4 нагнетательных. Из числа добывающих скважин 229 операций выполнено при освоении из бурения (из них 218 ГРП – на новых скважинах и 11 ГРП – при бурении вторых стволов), 7 обработок – при переводе скважин на объект, 75 – на эксплуатационном фонде скважин.

На 33 добывающих скважинах операции ГРП являются повторными (в том числе 32 вторых и 1 третий ГРП - №1031) [1, 2].

Динамика выполнения операций ГРП представлена на рис. 1. Ежегодно количество скважино-операций на объекте увеличивается, что связано с массовым бурением новых скважин совместно с проведением ГРП. За последние 5 лет объемы обработок возросли в 5,7 раз (с 16 ГРП в 2004 г. до 91 ГРП в 2008 г.). На текущий момент охват фонда скважин методом ГРП составил 92%.

По состоянию на 01.01.2009 г. дополнительная добыча нефти за счет 311 ГРП достигла 2622,0 тыс.т., в среднем на одну операцию приходится 8,4 тыс.т; в том числе, по скважинам из бурения – 2113,5 тыс.т или 9,2 тыс.т/скв. (при вводе новых 2068,8 тыс.т или 9,5 тыс.т/скв., при зарезке вторых стволов – 44,7 тыс.т или 4,1 тыс.т/скв.), по переходящему фонду – 508,5 тыс.т или 6,2 тыс.т/скв.

Динамика изменения дополнительной добычи по годам и ее доли в общей добыче по объекту и по категориям скважин представлена на рис. 2. В текущих накопленных отборах нефти дополнительная добыча нефти за счет ГРП составляет 80,9%.

Рис. 1. Распределение количества ГРП по годам и по категориям скважин. Объект ЮВ₁

ГРП на скважинах эксплуатационного фонда.

На эксплуатационном фонде скважин обрабатываемые толщины пластов в период 1998-2003 гг. и 2004 гг. в среднем близки (6,0-6,5 м, табл. 1), объ- емы закачиваемого проппанта различаются несущественно (12,3–19,1 т). С 2005 г. эффективная толщина коллектора, а также применяемые массы проппанта в среднем по периодам увеличились (до 7,4– 8,4 м и до 34,9–38,0 т соответственно). Тем не менее, обработки начального периода 1998 - 2003 гг. показали наибольшие результаты, как по дебитам за 3 месяца после ГРП, так и по их приростам (табл. 1).

После ГРП 2008 года дебиты жидкости и нефти снизились относительно начального периода (19982003 гг.) в 1,9–2,0 раза, приросты дебитов – в 2,6– 2,7 раза соответственно. Кроме того, следует отметить, что в среднем по периодам обводненность после ГРП не превысила 30%.

Динамика средних дебитов, приведенных на дату ГРП, по временным интервалам обработок представлена на рис. 3. Наименьшее снижение дебитов нефти и жидкости через полгода после ГРП наблюдается по обработкам 2008 г. – соответственно 0,14 и 0,46 т/сут/мес. По периодам более ранних лет темпы падения дебитов значительно выше – в среднем за 12 месяцев после ГРП 0,80– 1,52 т/сут/мес. по жидкости и 0,53–0,97 т/сут/мес. по нефти.

Рис. 2. Динамика дополнительной добычи нефти (а) и жидкости (б) за счет ГРП в общей годовой добыче. Объект ЮВ 1

Таблица 1

Основные геолого-физические, технологические параметры и показатели эффективности ГРП по периодам обработок.

Эксплуатационный фонд. Объект ЮВ1

Параметры	1998-2003	2004	2005-2006	2007	2008
Количество ГРП, ед.	32	8	19	12	11
Геолого-физические параметры
Эффективная толщина, м	6,0	6,5	7,4	8,4	7,5
Технологические параметры
Масса проппанта, т	12,3	19,1	34,9	38,0	37,0
Удельная масса проппанта, т/м	2,1	2,9	4,7	4,5	4,9
Мак. концентрация проппанта, кг/м3	895	754	856	908	1144
Средняя концентрация проппанта, кг/м3	389	348	491	539	621
Темп закачки жидкости разрыва, м3/мин	3,7	2,0	2,5	2,9	3,1

Эксплуатационные показатели

Дебит нефти за3 мес. до ГРП, т/сут	5,7	5,3	3,2	4,9	4,7
Дебит жидкости за 3 мес. до ГРП, т/сут	6,3	6,1	3,7	5,3	6,7
Обводненность за 3 мес. до ГРП, %	9,1	14,1	11,6	7,5	31,0
Дебит нефти за3 мес. после ГРП, т/сут	20,3	15,2	13,9	16,6	10,2
Дебит жидкости за 3 мес. после ГРП, т/сут	27,3	21,3	17,4	20,7	14,2
Обводненность за 3 мес. после ГРП, %	25,6	28,7	19,9	19,9	28,2
Начальный прирост дебита нефти, т/сут	18,2	13,9	12,1	13,3	6,8
Начальный прирост дебита жидкости, т/сут	24,9	19,8	15,3	17,2	9,3
Текущая доп. добыча нефти, тыс.т	267,9	81,2	98,6	48,5	12,2
Текущая доп. добыча жидкости, тыс.т	349,1	101,4	112,2	59,6	15,2
Сумм. отр. время после ГРП, сут	35564	7173	12635	5371	1525

Текущий прирост дебита нефти, т/сут	7,5	11,3	7,8	9,0	8,0
Текущий прирост дебита жидкости, т/сут	9,8	14,1	8,9	11,1	10,0
Накопл. доб. нефти на момент ГРП, тыс.т/скв	7,4	12,1	5,1	11,4	13,0
Накопл. доб. жид. на момент ГРП, тыс.т/скв	7,9	12,7	6,0	13,4	15,2

На текущий момент на скважинах, которые эксплуатировались на момент первого ГРП, выполнено 18 вторых и 1 третий ГРП. Сравнение эффективности первых и повторных операций по скважинам с двумя обработками представлено в табл. 2.

Изменение технологических параметров повторных операций относительно первых направлено на увеличение массы проппанта (в среднем в 1,7 раза) и снижение темпов закачки жидкости разрыва (на 20%). Средние и максимальные концентрации не претерпели значительных изменений.

В 83% случаев первых операций закрепление трещины осуществлялось посредством однокомпонентного проппанта (20/40, 16/20(30)), вторые операции в 78% случаев выполнены с двух- и трехфракционным проппантом (16/20(30)+12/18; 20/40+16/20(30); 20/40+16/20+12/18) [3].

В целом, из 18 скважин увеличение дебита жидкости и нефти отмечено на 5 скважинах (в среднем на 6,9 т/сут по жидкости и на 5,2 т/сут по нефти). В среднем по сравнению с первыми обработками начальный дебит после вторых ГРП ниже -на 26,7% по жидкости и на 30% по нефти.

Рис. 3. Динамика средних дебитов жидкости (а) и нефти (б), приведенных на дату запуска, по периодам обработок по скважинам эксплуатационного фонда и переводам с ГРП. Объект ЮВ1.

При этом после первых операций наблюдается более низкий темп падения эффекта (за 12 месяцев дебит жидкости снизился на 46,3%, дебит нефти -на 48,8%, после повторных - на 58,6% и 53,0% соответственно, рис. 4).

При повторной обработке, проведенной 20.12.2000 г., масса проппанта была уменьшена до 11,8 т, темп закачки остался неизменным -4,2 м3/мин, дебиты уменьшились в 5,5 раза по жидкости и в 3,4 раза по нефти. Третий ГРП был проведен 13.03.2008 г.

Таблица 2

Сопоставление геолого-физических характеристик пласта, технологических параметров обработок и показателей эффективности ГРП по скважинам с двумя

ГРП. Эксплуатационный фонд. Объект ЮВ1

Параметр	1 ГРП	2 ГРП
Количество ГРП, ед.	18	18
Геолого-физические параметры
Эффективная толщина, м	6,5
Технологические параметры
Масса проппанта, т	17,2	28,7
Удельная масса проппанта, т/м	2,6	4,4
Макс. концентрация проппанта, кг/м³	912	885
Средняя концентрация проппанта, кг/м³	404	459
Темп закачки жидкости разрыва, м³/мин	3,5	2,8
Эксплуатационные показатели
Дебит нефти за 3 мес. до ГРП (действ. скв.), т/сут	5,1	6,3
Дебит жидк. за 3 мес. до ГРП (действ. скв.), т/сут	5,5	8,0
Обводненность за 3 мес. до ГРП (действ. скв.), %	7,7	20,3
Дебит нефти за 3 мес. после ГРП, т/сут	22,4	15,7
Дебит жидкости за 3 мес. после ГРП, т/сут	26,6	19,5
Обводненность за 3 мес. после ГРП, %	15,9	19,3
Начальный прирост дебита нефти, т/сут	20,7	10,8
Начальный прирост дебита жидкости, т/сут	24,8	13,3
Тек. доп. добыча нефти, тыс.т	174,1	104,9
Тек. доп. добыча жидк., тыс.т	209,7	121,9
Сумм. отр. время после ГРП, сут	16909	12722
Тек. прирост дебита нефти, т/сут	10,3	8,2
Тек. прирост дебита жидкости, т/сут	12,4	9,6
Накопл. доб. нефти на момент ГРП, тыс.т/скв.	6,2	17,8
Накопл. доб. жидкости на момент ГРП, тыс.т/скв.	6,4	20,3

а)

Рис. 4. Динамика средних дебитов жидкости (а) и нефти (б), приведенных на дату ГРП, по скважинам с двумя ГРП. Объект ЮВ 1

б)

Относительное время, мес

Относительное время, мес

Рис. 5. Динамика средних дебитов жидкости (а) и нефти (б), приведенных на дату запуска, по группам максимальных концентраций проппанта. Скважины эксплуатационного фонда. Объект ЮВ ₁

Темп закачки был снижен до 3,5 м3/мин, в то время как масса проппанта и максимальная концентрация достигли максимального значения – 40,2 т и 1190 кг/м3 соответственно. Также при третьей обработке был использован проппант более крупной фракции – 12/18. Были получены дебиты: 15,8 т/сут – по жидкости и 8,7 т/сут по нефти, обводненность составила 45,3%, среднегодовой прирост – 5,2 т/сут, перед обработкой накопленная добыча составляла по жидкости 39,5 тыс.т, по нефти 31,9 тыс.т. Третий ГРП – низкоэффективный, время эффекта составило 8 месяцев, дополнительная добыча 1,3 тыс.т.

В 2008 г. по большинству операций использовались максимальные концентрации проппанта около 1200 кг/м3, увеличение начального дебита жидкости после ГРП в связи с этим не отмечено, однако, в среднем за полгода эти операции показали более высокие результаты (рис. 5): дебит жидкости при использовании максимальной концентрации более 1100 кг/м3 в среднем составил 22,8 т/сут, дебит нефти – 18,4 т/сут, что выше по сравнению с

ГРП с применением концентрации проппанта менее 800 кг/м3 – 17,9 и 14,1 т/сут соответственно.

Глубокий анализ полученного опыта дает возможность выявить определенные закономерности, позволяющие в дальнейшем прогнозировать результат ГРП [4, 5]. Рассмотрим метод, основанный на многомерном статистическом анализе данных, задача, которой заключается: определить наличие и характер зависимости между параметрами, характеризующими эффективность ГРП и параметрами, оказывающими влияние на них. Существенным недостатком методики канонических корреляций является ее линейность, что отражает в значительных расхождениях исходных геолого-технологических параметров от своих средних значений, увеличится погрешность вычислений. Тем не менее, данная методика позволяет проводить экспресс прогноз эффективности обработки и выделить из всей генеральной совокупности группу скважин, в которых ГРП будет иметь максимальный эффект. Дальнейшие более детальные расчеты можно будет прово- дить только на скважинах, относящихся к полученной выборке, а не на всей совокупности скважин.

Для планирования ГРП можно использовать следующую модель, основанную на статистическом анализе данных, – это корреляционный анализ по методу Пирсона, позволяющий на начальном этапе анализа отсеять факторы, оказывающие наименьшее влияние на показатели эффективности ГРП, и метод канонических корреляций, позволяющий установить взаимосвязь между группами зависимых и влияющих факторов. Далее на основе полученных формул перехода к каноническим переменным можно делать выводы о наиболее значимых параметрах, влияющих на эффективность ГРП.

Все расчёты, используемые в работе проведены в программных комплексах SPSS Statistics и STA-TISTICA.

В качестве параметров, характеризующих геолого-физические условия, выбраны: общая, общая эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины пласта, коэффициент пористости, коэффициент песчанистости, проницаемость, параметр «Альфа-ПС», коэффициент макронеоднородности пласта и нефтенасыщенность.

Параметры, характеризующие технологию проведения ГРП: масса проппанта закаченного и в пласте, темп закачки и средняя концентрация проппанта, давление ГРП и давление после ГРП. В качестве характеристик эффективности проведения ГРП выбраны: приросты дебитов по жидкости и нефти, а так же прирост обводненности. Средние значения, стандартные отклонения этих параметров приведены в табл. 3.

Как видно из табл. 3, для большинства параметров характерны большие значения стандартного отклонения и коэффициента вариации, что соответствует сильному разбросу данных относительно средних значений. Таким образом, исследование зависимости эффективности проведения ГРП от геолого - технологических условий может быть проведено как в целом по всей выборке скважин, так и по отдельным группам скважин, выделенным при помощи статистических методов кластеризации. В данной статье рассмотрено исследование в целом по всей выборке.

Для выделения факторов оказывающих наибольшее влияние на показатели эффективности воспользовались корреляционным методом Пирсона.

Таблица 3

Описательные статистики

Фактор	N	Среднее	Стд. отклонение	Дисперсия
Общая толщина, м	279	21,8032	7,02292	49,321
Эффективная толщина, м	279	11,1136	3,67347	13,494
Нефтенасыщенная толщина, м	278	10,4842	3,52208	12,405
Нефтенасыщенность, д.ед.	278	0,6011	0,07949	0,006
Пористость, д.ед	279	0,1910	0,02337	0,001
Альфа ПС, д.ед.	270	0,7964	0,12782	0,016
Проницаемость, мД	277	7,8679	9,43252	88,972
Песчанистость, д.ед.	279	0,5743	0,26814	0,072
Расчлененность, ед.	280	2,2786	1,45453	2,116
Коэф. макронеоднородности, ед./м	280	0,2465	0,19919	0,040
kh пласта, мД*м	277	99,7964	126,41612	15981,035
kh неф.пропласт. мД*м	276	93,2507	122,64205	15041,072
Масса проппанта, т (закаченного)	279	35,8760	13,66933	186,851
Масса проппанта, т (в пласте)	280	35,3525	13,72839	188,469
Масимальная концентрация проппанта, кг/м³	279	1030,3692	172,28746	29682,968
Средняя концентрация проппанта, кг/м³	280	552,4893	106,13824	11265,326
Темп закачки, м³/мин	280	2,9514	0,54233	0,294
Среднее давление, атм	280	306,7054	60,54750	3666,000
Давление после ГРП (ISIP), атм	279	169,0108	44,27924	1960,651
Прирост нефти, т/сут	273	25,8179	11,76452	138,404
Прирост жидкости, т/сут	273	30,7220	12,47606	155,652
Прирост обводненности, %	276	17,2366	16,40927	269,264

Таблице 4

Коэффициенты корреляции Пирсона r, количество использованных пар значений переменных и вероятность ошибки р.

Влияющий фактор Зависимая переменная		Прирост нефти	Прирост жидкости	Прирост обводненности
Общая толщина, м	Корреляция Пирсона	0,132	0,169**	0,066
	Знч. (2-сторон)	0,029	0,005	0,278
	N	272	272	275
Эффективная толщина, м	Корреляция Пирсона	0,424**	0,419**	-0,144
	Знч.(2-сторон)	0	0	0,017
	N	272	272	275
Нефтенасыщенная толщина, м	Корреляция Пирсона	0,548**	0,457**	-0,403**
	Знч.(2-сторон)	0	0	0
	N	271	271	274
Нефтенасыщенность, д.ед.	Корреляция Пирсона	0,255**	0,132	-0,436**
	Знч.(2-сторон)	0	0,03	0
	N	271	271	274
Пористость, д.ед	Корреляция Пирсона	0,347**	0,296**	-0,225**
	Знч.(2-сторон)	0	0	0
	N	272	272	275
Альфа ПС, д.ед	Корреляция Пирсона	0,346**	0,295**	-0,215**
	Знч.(2-сторон)	0	0	0
	N	263	263	266
Проницаемость, мД	Корреляция Пирсона	0,03	0,047	0,021
	Знч.(2-сторон)	0,628	0,443	0,725
	N	270	270	273
Песчанистость, д.ед.	Корреляция Пирсона	,168**	0,146	-0,103
	Знч.(2-сторон)	0,005	0,016	0,09
	N	272	272	275
Расчлененность, ед.	Корреляция Пирсона	-0,159**	-0,088	0,059
	Знч.(2-сторон)	0,009	0,147	0,328
	N	273	273	276
Коэф. макронеоднородности, ед./м	Корреляция Пирсона	-0,363**	-0,303**	0,163**
	Знч.(2-сторон)	0	0	0,007
	N	273	273	276
kh пласта, мД*м	Корреляция Пирсона	0,04	0,068	0,059
	Знч.(2-сторон)	0,514	0,266	0,332
	N	270	270	273
kh неф.пропласт. мД*м	Корреляция Пирсона	0,072	0,082	0,005
	Знч.(2-сторон)	0,237	0,18	0,937
	N	269	269	272
Масса проппанта, т (закаченного)	Корреляция Пирсона	0,243**	0,185**	-0,232**
	Знч.(2-сторон)	0	0,002	0
	N	272	272	275
Масса проппанта, т (в пласте)	Корреляция Пирсона	0,238**	0,184**	-0,222**
	Знч.(2-сторон)	0	0,002	0
	N	273	273	276
Масимальная концентрация проппанта, кг/м³	Корреляция Пирсона	0,330**	0,303**	-0,118
	Знч.(2-сторон)	0	0	0,05
	N	272	272	275
Средняя концентрация проппанта, кг/м³	Корреляция Пирсона	0,337**	0,296**	-0,192**
	Знч.(2-сторон)	0	0	0,001
	N	273	273	276
Темп закачки, м³/мин	Корреляция Пирсона	0,011	0,027	-0,065
	Знч.(2-сторон)	0,853	0,652	0,278
	N	273	273	276
Среднее давление, атм	Корреляция Пирсона	-0,115	-0,086	0,099
	Знч.(2-сторон)	0,058	0,157	0,101
	N	273	273	276
Давление после ГРП (ISIP), атм **	Корреляция Пирсона	-0,039	-0,06	-0,016
	Знч.(2-сторон)	0,519	0,327	0,794
	N	272	272	275

-корреляция имеющая статистическое значение.

Результаты канонического анализа

Таблица 5

Зависимые переменые	Каноническая корреляция	Формула перехода к каноническим переменным	Уравнение линейной регрессии	Доверительная Вероятность
∆Qв.станд	0,64	GT1=-1,24hэф.н+0,095Sн-0,60m+0,36αпс+0,67e+0,15L-0,15Км+0.18Mп-0,32П E1=-∆Qв	E1=0,64GT1	98,7%
∆Qж.станд	0,49	GT2=-0,93hэф.н-0,22m+0,07αпс-0,12Км+0.3Mп-0,38П E2=-∆Qж	E2=0,49GT2	98,9%
∆fстанд.	0,50	GT2=0,8hэф.н+0,75Sн +0,73m-1,09αпс+0,25Км+0,06Mп+0,02П E3=-∆f	E3=0,50GT3	97%

Рис. 6. Графики линейно регрессии для пары канонических переменных GT и E.

Наиболее распространенный коэффициент корреляции предназначен для расчета силы и направления линейной зависимости между переменными. Коэффициент линейной корреляции отражает в какой мере линейно зависимы между собой две переменными. Переменные должны быть измерены в интервальной шкале либо в шкале отношений.

Если представить две переменные на координатном поле, то каждая пара значений будет отображать координаты точки в этом поле. Чем ближе точки к усредненной прямой, тем выше коэффициент корреляции.

Коэффициент корреляции Пирсона определяется по формуле:

rrv = ^?=1[^-^*^-^1 (1) (n— Уахоу

Где х и y – сравниваемые значения количественных признаков, хi и yi – средние значения признаков, oxcry – стандартные отклонения в сопоставляемых рядах.

Таким образом, наибольшее влияние на прирост дебита по нефти оказывают следующие параметры: эффективная нефтенасыщенная толщина, нефтенасыщенность, коэффициент пористости, параметр «АльфаПС», песчанистость, расчлененность, коэффициент макронеоднородности, масса проппанта находящегося в пласте, а также максимальная концентрация проппанта.

На прирост дебита по жидкости: эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициент пористости, параметр «АльфаПС», коэффициент макронеоднородности, масса проппанта находящегося в пласте, а также максимальная концентрация проппанта.

Основные факторы, влияющие на прирост обводненности: эффективная нефтенасыщенная толщина, нефтенасыщенность, коэффициент пористости, параметр «АльфаПС, коэффициент макронеоднородности, масса проппанта находящегося в пласте.

Для выявления зависимости эффекта проведения ГРП от геолого-технологических параметров использовался метод канонических корреляций, который позволяет находить максимальные корреляционные связи между двумя группами параметров.

Суть метода заключается в построении новой группы параметров GT_i (канонических переменных), являющихся линейными комбинациями исходных параметров из соответствующей группы и влияние этих переменных на показатели эффективности ГРП.

При этом коэффициенты при исходных параметрах в линейных комбинациях подбираются так, чтобы корреляция в каждой паре канонических переменных была максимальной.

Рассмотрим результаты канонического корреляционного анализа эффективности проведения ГРП на пластах группы ЮВ. Изначально были выбраны следующие параметры:

• множество геологических параметров G: нефтенасыщенность Sн, нефтенасыщенная толщина пласта hэф.н,, макронеоднородность Kм, параметр «Альфа-ПС» αпс; коэффициент пористости m, пес-чанестость e, расчленённость l.
• множество технологических параметров T: масса проппанта в пласте Mп, максимальная концентрация проппанта в пласте П.
• параметры, характеризующих эффективность ГРП: прирост дебита жидкости ∆Qж ,прирост дебита нефти ∆Qн, прирост обводненности ∆f

Значение канонической корреляции и формулы перехода к каноническим переменным приведены в табл. 5.

График линейной регрессии для пар канонических переменных приведены на рис. 6.

Таким образом, можно сделать вывод, основное влияние на эффективность ГРП оказывают следующие параметры (в порядке ослабления влияния): общая эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины, нефтенасыщенность, параметр «АльфаПС» и средняя концентрация проппанта в пласте.

Далее выполняется линейный прогноз выбранных исходных параметров, характеризующих эффективность проведения ГРП. Для этого необходимо задать все исходные геологические и технологические параметры, найти стандартизованные значения, вычитая их среднее значение и деля полученную разность на стандартное отклонение, подсчитать по формулам из табл. 3 значения GT ₁ и GT ₂, по уравнениям линейной регрессии найти E ₁ и E ₂ и, решив систему линейных уравнений, найти стандартизованные прогнозные значения параметров ∆Qв.станд, ∆Qж.станд и ∆fстанд. Прогнозные значения находятся умножением стандартизованного прогнозного значения на стандартное отклонение и прибавлением соответствующего среднего значения. Формулы для расчета прогнозных значений показателей эффективности ГРП приведены ниже.

∆Qв=∆Qв.станд∙σв+Mв

∆Qж=∆Qж.станд∙σж+Mж

∆f =∆f.станд∙σf+Mf где ∆Qв.станд, ∆Qж.станд и ∆fстанд, σв, σж и σf – стандартные отклонения, Mв Mж и Mf-средние значения соответствующих параметров.

Рассмотрим следующий пример: нефтенасыщенная толщина – 7,8 м, коэф. макронеоднородности – 0,64, песчанистость – 0,29, расчлененность-5, нефтенасыщенность – 0,6, параметр «Альфа-ПС» – 0,65, и технологических параметров: масса проппанта в пласте – 15 т, максимальная концентрация проппанта – 800 кг/м³. После проведения расчета по вышеописанной методике получим прогнозные значения ∆Q ж ≈27 т/сут, ∆Q н ≈20 т/сут, ∆f≈15%.

Список литературы Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта на объекте ЮВ 1 Урьевского месторождения

Сабитов Р.Р. Прогнозирование показателей эффективности повторного гидравлического разрыва пласта на Нивагальском и Урьевском месторождениях//Наука и ТЭК. -2011. -№ 7. -С. 38-41.
Сабитов Р.Р., Коротенко В.А. Прогнозирование показателей эффективности повторного гидравлического разрыва пласта применением элементов теории распознавания образов//Территория нефтегаз. -2011. -№ 12. -С. 62-65.
Сидоров И.В., Сабитов Р.Р., Митрофанов А.Д. Анализ влияний фракций проппанта на эффективность гидравлического разрыва пласта на Самотлорском месторождении//Территория нефтегаз. -2010. -№ 5. -С. 56-61.
Сабитов Р.Р., Коротенко В.А. Применение теории распознавания образов в нефтепромысловой практике//Электронный научный журнал нефтегазовое дело. -2011. -№ 5. -С. 154-161.
Сидоров И.В., Демичев С.С., Сабитов Р.Р. Анализ работы по изоляции водо-и пескопроявления на скважинах месторождений «РН-Сахалинморнефтегаз»//Территория нефтегаз. -2010. -№ 4. -С. 52-55.

Статья научная