Коэффициент - вариация - проницаемость
Cтраница 1
Коэффициенты вариации проницаемости по рассматриваемым пластам ( Vt 0 785, г. 0 766) примерно равны, разница между ними не превышает 2 5 %, что находится в пределах точности расчетов. [1]
К - коэффициент вариации проницаемости, Рь - дисперсия проницаемости пропластка, значение параметра п 2 или п 3 в зависимости от размерности случайного поля в пределах про - шшстка. Таким образом, знание плотности распределения эффективной проницаемости по пропласткам ( К1) и конкретизация условий а) или б) завершило бы создание модели и позволило бы перейти к гидродинамический расчетам При этом следует иметь в виду, что выбор условий а) или б) должен диктоваться спецификой конкретного объекта. [2]
 |
Зависимости погрешностей коэффициента вариации проницаемости т. [3] |
Требуемая точность коэффициента вариации проницаемости, как видно из табл. 31, может быть получена при разных соотношениях числа скважин и их информативности по исследованиям керна. [4]
Таким образом, коэффициент вариации проницаемости при совместном рассмотрении пластов увеличился всего на 13 4 %, тогда как средние значения проницаемости различаются в два раза. Второй высокопроницаемый пласт будет вырабатываться и обводняться в два раза быстрее, чем первый. [5]
Аналогичные расчеты, проведенные для других значений коэффициента вариации проницаемостей слоисто-неоднородного пласта, показали, что с уменьшением Kv влияние анизотропии пласта на величину дополнительно добытой нефти возрастает. [6]
В качестве других показателей послойной неоднородности нередко применяют также коэффициенты вариации проницаемости образцов пород-коллекторов в скважинах V0 и по всему объему пласта FOM. Коэффициент V0 отражает микронеоднородность или неоднородность на уровне слоев, поэтому может быть использован как соответствующий показатель для сопоставления разрезов скважин. Параметр FOM отражает степень объемной микронеоднородности пласта и, как правило, почти в 2 раза превышает Vc. Наибольший эффект от этого мероприятия может быть достигнут для турнейских залежей месторождений западного склона, вероятно, вследствие резкого различия фильтрационной характеристики кизеловских-черепетских и упинско-малевских пород-коллекторов к которым она приурочена. [7]
 |
Гистограмма и полигон частостеВ распределения логарифла пронидаекости по пласту А Кулешовс-кого месторождения. [8] |
Вместе с тем именно на этой залежи получено максимальное значение коэффициента вариации проницаемости, указывающее на высокую проницаемостную неоднородность известняков башкирского яруса. [9]
Эти данные свидетельствуют о существенном влиянии плотности сетки скважин и коэффициента вариации проницаемости на конечную нефтеотдачу. [10]
При этом следует учитывать, что в случае мелкомасштабной неоднородности обычно значителен коэффициент вариации проницаемости, величине которого пропорциональна ширина доверительного интервала. Очевидно, это обстоятельство должно существенным образом стимулировать получение дополнительной информа ции о строении призабойной зоны скважин. [11]
 |
Определение коэффициента Лоренца. [12] |
Например, В.Д. Лысенко [138] в качестве меры послойной неоднородности пластов предлагает использовать квадрат коэффициента вариации проницаемости. Кодреану [103] за критерий неоднородности среды принимает коэффициент J, равный отношению депрессий проницаемости, определенной по промысловым данным и по керну. По нашему мнению, этот коэффициент больше характеризует анизотропию пласта, чем его неоднородность, поэтому он находит ограниченное применение. [13]
В частности, предполагая значения пористости для отдельных слоев близкими, получим значение коэффициента вариации Wt послойной проницаемости ( см. разд. [14]
Верхняя пачка пласта А4, судя по анализам керна, неоднородна по коллекторским свойствам ( коэффициент вариации проницаемости по разрезу 89 3 %), но даже в случае однородного пласта при плоскопараллельном потоке теоретически нельзя достичь равномерного охвата заводнением по толщине из-за невертикальности начального ВНК. [15]
Страницы: 1 2