Коэффициент - вариация - дебит
Cтраница 1
Коэффициент вариации дебита после воздействия зависит от двух факторов: количества продуктивных пропластков и вариации дебита до воздействия. [1]
Теперь коэффициент вариации дебита, так же как и сам дебит, существенно зависит от &0 / &1 - Так, например, при pi 1 м и ku / k 5 средний дебит уменьшается по сравнению с первоначальным примерно в 2 раза, а ширина доверительного интервала почти в 3 раза. Очевидно, уточнение параметров призабойной зоны в этом случае дает существенную информацию и значительно улучшает качество прогноза. [2]
Как видим, коэффициент вариации дебитов скважин значителен. Это свидетельствует о существенной неоднородности геологического строения продуктивного пласта Медвежьего месторождения и значительной изменчивости индивидуальных характеристик эксплуатационных скважин, обусловленной различием диаметра эксплуатационных колонн, несовершенством скважин по степени вскрытия и другими факторами. [3]
Для определения меры флуктуации находятся коэффициенты вариации дебитов и депрессий. [4]
Для каждой группы определяем также дисперсию, среднеарифметическое отклонение и коэффициент вариации дебитов. Если для какой-либо группы коэффициент вариации больше 0 33, то данную группу разбиваем на две дополнительные. [5]
Как следует из (2.15), безразмерное смещение зависит от квадрата отношения коэффициентов вариации дебита и проницаемости или, другими словами, от квадрата отношения неопределенностей дебита и проницаемости. [6]
 |
Распределение скважин в осях главных компонент Ъ - Ъа. [7] |
I) с отрицательным эффектом ( добыча нефти по скважине после биовоздействия уменьшилась по сравнению с добычей нефти до воздействия) отличается минимальным средним значением коэффициента нефтенасыщенности ( 0 85) и песчанистости. Среднее значение коэффициента вариации дебита показывает, что данная группа скважин характеризуется наибольшей степенью рассеянности дебита до микробиологического воздействия. Вариация по дебиту и обводненности после закачки биореагента так же отмечается максимальными значениями, но следует отметить, что среднее значение коэффициентов вариации до микробиологического воздействия выше, чем после внедрения биореагента. По некоторым скважинам рассматриваемой группы отмечается высокая выработка извлекаемых запасов участка. [8]
Для моделирования микробиологического воздействия по 28 добывающим скважинам были выделены 16 разнородных геолого-физических и технологических факторов, оказывающих влияние на эффективность проведения работ: дополнительная добыча нефти от комплексного биовоздействия ( AQ, т); относительный эффект ( Aq, доли ед. Vq после воздействия; доля продуктивных пропластков ( Np /, доли ед. Kpch -), суммарная вскрытая эффективная толщина пропластков ( hvsk. К, %); коэффициент вариации обводненности до биовоздействия ( Vff); коэффициент вариации дебита до биовоздействия ( Vqi); балансовые запасы нефти, определенные по методике Ковалева ( Qbai, т); удельные балансовые запасы на скважину ( AQ / a /, доли ед. В табл. 5.8 представлены численные значения вышеуказанных геолого-промысловых данных. [9]
Изменение во времени средних показателей разработки месторождения ( например, среднего дебита скважин, средних коэффициентов Л, и Bt и других параметров) происходит под воздействием двух факторов: изменения средних показателей отдельных групп скважин и изменения удельного веса отдельных групп. Например, средний дебит скважин может уменьшиться или за счет уменьшения средних дебитов отдельных групп скважин, или за счет выбытия из эксплуатации скважин из отдельных групп вследствие обводнения, или вследствие воздействия обоих факторов. Роль каждого из факторов должна быть отчетливо выделена при анализе разработки месторождения. Для этого определяют индекс средних показателей групп скважин и индекс изменения структуры. Скважины можно группировать по коэффициенту вариации дебитов. [10]
Вычислим статистики для скважин УКПГ-2; УКПГ-З и УКПГ-1. Результаты расчетов, приведенные в табл. 33, показывают, что средняя производительность скважин УКПГ-2 равна 1671 тыс. м3 / сут; УКПГ-З-1439 тыс. м3 / сут и УКПГ-1 - 1720 тыс. м3 / сут. Это свидетельствует о том, что даже в пределах сравнительно небольших территорий, на которых расположены скважины каждой УКПГ, неоднородность продуктивного пласта достаточно велика. Особенно она большая в районе УКПГ-2. Однако необходимо иметь в виду, что на этом участке анализировалось больше всего скважин. Возможно, что и для других участков коэффициент вариации дебитов увеличится при увеличении числа скважин. [11]
Страницы: 1