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 |
| 0,10 | 1,11 | 0,11 | 0,96 | 4,00 | 0,00 | 19,30 | 1,23 | 1,00 | |
| 0,00 | 1,15 | 0,26 | 1,10 | 3,00 | 0,33 | 14,50 | 1,00 | 2,00 | |
| 0,21 | 2,10 | 0,37 | 1,06 | 5,00 | 0,32 | 17,70 | 1,05 | 2,00 | |
| 0,10 | 0,15 | 0,00 | 0,97 | 8,00 | 0,69 | 17,00 | 0,98 | 1,00 | |
| 0,71 | 0,47 | 0,14 | 1,13 | 3,00 | 0,00 | 18,00 | 1,80 | 2,00 | |
| 1,22 | 0,41 | 0,00 | 0,98 | 3,00 | 0,00 | 23,00 | 0,40 | 4,00 | |
| 0,22 | 0,22 | 0,00 | 1,25 | 4,00 | 0,00 | 17,30 | 1,10 | 1,00 | |
| 0,03 | 0,15 | 0,03 | 1,09 | 3,20 | 0,25 | 19,00 | 0,40 | 3,00 | |
| 0,11 | 1,79 | 0,04 | 1,12 | 2,40 | 0,50 | 19,90 | 0,40 | 3,00 | |
| 0,08 | 0,63 | 0,02 | 1,07 | 14,0 | 0,33 | 15,00 | 0,20 | 3,00 | |
| 0,41 | 0,86 | 0,10 | 1,09 | 5,60 | 0,40 | 19,80 | 0,25 | 2,00 | |
| 0,60 | 0,43 | 0,15 | 1,06 | 6,40 | 0,23 | 18,00 | 1,10 | 3,00 | |
| 0,19 | 0,67 | 0,23 | 0,91 | 3,90 | 0,23 | 17,50 | 1,10 | 3,00 | |
| 0,09 | 0,79 | 0,19 | 0,99 | 2,80 | 0,00 | 22,00 | 0,24 | 4,00 | |
| 0,07 | 0,43 | 0,14 | 0,80 | 3,60 | 0,00 | 19,50 | 0,20 | 4,00 | |
| 0,16 | 0,68 | 0,15 | 0,81 | 3,00 | 0,00 | 21,00 | 1,20 | 1,00 | |
| 0,47 | 2,50 | 0,14 | 0,81 | 1,40 | 0,00 | 22,00 | 1,23 | 2,00 | |
| 0,07 | 0,43 | 0,09 | 0,81 | 6,00 | 0,00 | 23,00 | 1,24 | 1,00 | |
| 0,24 | 0,72 | 0,10 | 0,86 | 2,00 | 0,00 | 21,00 | 1,16 | 2,00 | |
| 0,11 | 2,10 | 0,21 | 0,96 | 4,20 | 0,00 | 20,20 | 1,03 | 1,00 | |
| 0,39 | 1,40 | 0,10 | 0,87 | 2,00 | 0,00 | 20,50 | 1,15 | 2,00 | |
| 0,42 | 1,20 | 0,16 | 0,89 | 2,00 | 0,00 | 19,90 | 1,12 | 2,00 | |
| 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. |
исходного материала. Результаты расчетов выборочных
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 |
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
Искомое 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
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, ...,Хт в новый набор случайных величин К\, К2, ..., Кт, 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.
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
ДИ1
где air - элементы матрицы весов главных компонент (см. табл. 11.5); jc, - переменные факторы процесса; Vr - 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! | |
| -4,06 | -5,58 | -0,73 | 6,08 | 5,71 | 4,31 | -13,80 | 34,33 | |
| -2,83 | -4,40 | 0,25 | 4,23 | 4,18 | 3,02 | -9,11 | 27,41 | |
| -3,31 | -5,06 | 0,25 | 6,55 | 4,95 | 5,14 | -11,06 | 33,73 | |
| -1,98 | -4,85 | -1,63 | 7,94 | 3,05 | 6,20 | -12,69 | 34,45 | |
| -3,87 | -5,52 | -0,52 | 4,45 | 4,88 | 2,96 | -11,75 | 33,27 | |
| -1,71 | -8,48 | 0,54 | 5,54 | 6,22 | 3,12 | -15,11 | 40,21 | |
| -3,29 | -5,18 | -1,03 | 5,11 | 4,71 | 3,99 | -12,95 | 31,51 | |
| -3,57 | -6,78 | 0,15 | 4,89 | 5,02 | 2,94 | -13,04 | 34,05 | |
| -1,20 | -6,67 | 1,00 | 5,30 | 6,70 | 2,91 | -12,54 | 34,80 | |
| 0,34 | -4,81 | -1,24 | 10,85 | -0,53 | 11,48 | -9,08 | 37,04 | |
| -3,28 | -6,36 | -0,31 | 7,12 | 5,12 | 5,21 | -14,35 | 36,32 | |
| -2,67 | -5,93 | -0,42 | 6,57 | 3,27 | 5,37 | -11,31 | 36,12 | |
| -3,30 | -5,85 | 0,15 | 5,13 | 4,14 | 3,43 | -10,78 | 33,21 | |
| -4,55 | -8,06 | 0,91 | 5,35 | 6,07 | 3,16 | -14,31 | 38,46 | |
| -3,66 | -7,35 | 0,69 | 5,28 | 4,59 | 3,44 | -12,34 | 35,30 | |
| -4,74 | -6,32 | -0,80 | 5,80 | 6,40 | 3,28 | -15,65 | 35,83 | |
| -5,62 | -6,67 | 0,65 | 5,51 | 8,09 | 2,84 | -13,97 | 36,69 | |
| -4,42 | -6,87 | -1,52 | 7,99 | 5,77 | 5,56 | -17,37 | 41,26 | |
| -1,89 | -6,77 | -0,18 | 4,96 | 6,53 | 2,43 | -14,60 | 35,76 | |
| -1,36 | -5,66 | -0,25 | 6,82 | 6,49 | 5,04 | -14,05 | 35,55 | |
| -1,86 | -6,44 | 0,14 | 5,10 | 6,75 | 2,77 | -13,63 | 35,00 | |
| -4,67 | -6,28 | 0,11 | 4,87 | 6,39 | 2,66 | -13,38 | 34,14 | |
| -5,03 | -7,03 | -0,45 | 5,92 | 6,49 | 3,15 | -15,24 | 38,50 |
ента удельной приемистости АКшр > 0,3), группу скважин со средним эффектом (приращение АКпр от 0,09 до 0,24) и группу скважин с низким эффектом воздействия (АКпр < 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 (ДАГпр > 0,3); 2 — группа скважин среднего эффекта обработки (АКЩ от 0,09 до 0,24); 3 - группа скважин слабого эффекта обработки (ДАГпр < 0,09)
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
Искомое 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
344
Таблица 11.8
Исходные данные модели прогноза технологической эффективности обработок
Добывающих скважин
| Номер | Параметры процесса | ||||||||||
| скважины | У | х\ | х2 | хЗ | х4 | х5 | хб | xl | х& | х9 | *10 |
| 1,07 | 3,40 | 1,00 | 14,00 | 3,00 | 0,00 | 22,00 | 0,80 | 0,42 | 1,90 | 2,00 | |
| 0,58 | 2,60 | 0,50 | 85,10 | 6,00 | 0,28 | 20,47 | 0,54 | 0,49 | 1,72 | 2,00 | |
| 0,66 | 5,20 | 2,00 | 8,00 | 3,00 | 0,00 | 12,90 | 0,44 | 0,71 | 1,20 | 2,00 | |
| 0,025 | 24,00 | 3,00 | 35,00 | 4,00 | 0,00 | 20,05 | 0,91 | 0,80 | 1,07 | 1,00 | |
| 0,24 | 13,50 | 1,60 | 30,00 | 9,00 | 0,41 | 17,06 | 0,54 | 0,71 | 0,55 | 2,00 | |
| 0,62 | 2,00 | 0,70 | 0,00 | 2,60 | 0,23 | 18,92 | 0,61 | 0,69 | 0,55 | 3,00 | |
| 0,63 | 5,20 | 0,20 | 10,00 | 1,60 | 0,00 | 13,40 | 0,73 | 0,93 | 0,25 | 5,00 | |
| 0,14 | 13,00 | 1,00 | 10,00 | 8,00 | 0,46 | 22,18 | 0,87 | 0,70 | 1,20 | 3,00 | |
| ЗОЮ | 0,00 | 7,40 | 4,00 | 30,00 | 2,40 | 0,00 | 21,80 | 0,62 | 0,85 | 1,00 | 3,00 |
| 0,28 | 31,00 | 0,10 | 0,10 | 4,00 | 0,00 | 19,30 | 0,91 | 0,50 | 0,35 | 4,00 | |
| 0,26 | 15,60 | 0,10 | 10,00 | 7,20 | 0,21 | 18,79 | 0,64 | 0,64 | 0,28 | 3,00 | |
| 0,19 | 40,00 | 3,50 | 15,00 | 6,40 | 0,13 | 19,10 | 0,79 | 0,54 | 0,30 | 4,00 | |
| 1,07 | 9,30 | 1,00 | 12,00 | 2,80 | 0,00 | 24,30 | 0,85 | 0,58 | 0,25 | 3,00 | |
| 0,33 | 8,30 | 0,30 | 65,00 | 3,60 | 0,00 | 24,00 | 0,80 | 0,32 | 0,45 | 3,00 | |
| 0,17 | 2,40 | 1,80 | 15,00 | 10,00 | 0,44 | 19,46 | 0,65 | 0,66 | 0,30 | 4,00 | |
| 1,00 | 8,10 | 2,00 | 12,00 | 2,00 | 0,00 | 19,30 | 0,83 | 0,57 | 1,48 | 2,00 | |
| Прим | ечание.^- приращение удельного дебита пластовой жидкости после обработки, м3/(сутм); х\ — максималь- | ||||||||||
| ный дебит | нефти скважины по ] | истории работы, т/сут; х2 — дебит жидкости на момент перед | вибровоздействием, | м7сут; хЗ | |||||||
| — обводненность продукции перед вибровоздействием, %; х4 - | - общая толщина продуктивных интервалов, м; х5 - | - коэффи- | |||||||||
| циент вариации толщин продуктивных интервалов; хб — средневзвешенная пористость интервалов, %; xl — средневзвешен- | |||||||||||
| ный коэффициент нефтенасыщенности интервалов; х8 — коэффициент пластового | давления | отношение пластового давле- | |||||||||
| ния к гидростатическому); х9 - | коэффициент депрессии режима виброобработки; хЮ — число комплексирования | с физико- | |||||||||
| химическими мероприятиями. |
 |
| ооооооооооо |
Таблица 11.11
Искомое уравнение регрессии для показателя у:
у = 3,68+ -0,0274x2+ -0,19x3+ -2,65x9+ 0,34x10
Мера идентичности: 0,51 Коэффициент множественной корреляции: 0,71
F-критерий: 2,82
Критерий несмещенности: 0,698
Доверительный интервал (90%): 1,142 Попадание: 87,500
Доверительный интервал (75 %): 0,546 Попадание: 50,000
обработкам нагнетательных скважин с различными геолого-физическими и технологическими условиями.
Результаты корреляционного и регрессионного анализа по исходным данным представлены в табл. 11.9-11.11.
Результаты анализа методом главных компонент представлены в табл. 11.12—11.13.
На рис. 11.2 представлено распределение обработанных добывающих скважин девонских и бобриковских пластов в координатах первых главных компонент. Видно, что все скважины весьма отчетливо разделяются на четыре группы: две группы скважин с высоким эффектом (приращение удельного дебита AQm > 0,3), группу скважин со средним эффектом (AQm от 0,1 до 0,3) и группу скважин слабого эффекта (AQX < 0,02). Полученный здесь результат - образование двух групп эффективных скважин - интересен тем, что произошел учет определенного качества эффекта обработки. Так, во второй группе эффективных скважин сильный эффект увеличения дебита жидкости сопровождается заметным снижением обводненности, а в первой группе наблюдается рост дебитов по нефти, но при увеличении обводненности продукции. Подобное качество обработки скважин первой группы можно объяснить заметным расширением профилей притока и вовлечением в работу не-выработанных зон пласта и пропластков после обработки.
Таким образом, использование построенных на основе накопленного опытно-промыслового материала прогнозных моделей позволяет для выбранной скважины по известному набору исходных факторов процесса рассчитывать главные компоненты и по попаданию скважины в определенную группу модели с достаточной надежностью прогнозировать степень эффективности предполагаемой обработки, а также назначать требуемые технологические режимные операции для применения комплексной виброволновой технологии.
Таблица 11.12 Результаты анализа процесса обработок скважин методом главных компонент
| Факторы | Главные компоненты процесса обработки ВДХВ добывающих скважин | |||||||||
| процесса | к\ | к2 | кЗ | к4 | Кб | К1 | к8 | к9 | кЮ | |
| х\ | 0,281 | -0,521 | 0,330 | 0,330 | -0,417 | 0,114 | 0,120 | 0,026 | 0,155 | 0,007 |
| х2 | -0,032 | -0,036 | -0,297 | -0,297 | 0,207 | 0,197 | -0,269 | 0,087 | -0,079 | -0,044 |
| хЗ | -0,622 | 0,318 | 0,227 | 0,227 | 0,027 | 0,603 | 0,296 | 0,085 | -0,022 | -0,021 |
| х4 | 0,277 | 0,567 | 0,684 | 0,684 | 0,078 | -0,077 | 0,006 | 0,007 | -0,120 | 0,131 |
| х5 | 0,268 | 0,725 | 0,539 | 0,539 | 0,124 | 0,232 | 0,034 | 0,055 | 0,075 | 0,141 |
| хб | -0,556 | -0,297 | 0,572 | 0,572 | 0,470 | -0,021 | -0,146 | -0,122 | 0,129 | 0,056 |
| xl | -0,114 | -0,795 | 0,345 | 0,345 | 0,164 | -0,296 | 0,279 | 0,080 | -0,142 | -0,045 |
| х8 | 0,546 | 0,213 | -0,562 | -0,562 | 0,372 | -0,054 | 0,338 | -0,060 | 0,070 | 0,056 |
| х9 | -0,759 | 0,247 | -0,295 | -0,295 | -0,086 | -0,343 | 0,035 | 0,352 | 0,064 | 0,048 |
| хЮ | 0,724 | -0,271 | 0,201 | 0,201 | 0,194 | 0,216 | -0,105 | 0,377 | 0,026 | 0,024 |
| Собственные числа главных компонент | ||||||||||
| 2,336 | 2,122 | 1,897 | 1,395 | 0,730 | 0,670 | 0,401 | 0,309 | 0,097 | 0,050 | |
| Вклады t | компонент в общую дисперсию | |||||||||
| 0,234 | 0,212 | 0,190 | 0,140 | 0,067 | 0,073 | 0,040 | 0,031 | 0,010 | 0,005 | |
| Накопленные доли дисперсий по главным компонентам | ||||||||||
| 0,234 | 0,446 | 0,635 | 0,775 | 0,842 | 0,915 | 0,955 | 0,986 | 0,996 | 1,000 |
Таблица 11.13