Коэффициент - пустотность
Cтраница 1
Коэффициент поро-вой пустотности заметно превышает коэффициентов кавернозной и трещинной. Нефтенасыщенная толщина более 3 метров. [1]
Главной отличительной особенностью коэффициента пустотности по сравнению с коэффициентом пористости зернистых грунтов является чрезвычайно широкий диапазон изменения пустотности в зависимости от геометрических свойств той или иной трещино-ватости. [2]
Используется для определения коэффициентов пустотности поровых, трещинных, трещинно-каверновых коллекторов. [3]
Существует несколько способов определения расчетной величины коэффициента пустотности продуктивного пласта, взятого в целом. Выбор того или иного способа зависит прежде всего от объема информации и диктуется необходимостью применения такого метода обработки фактических данных, который позволяет свести расхождение получаемой оценки среднего коэффициента пустотности с истинным значением этого параметра к минимуму. [4]
 |
Статистические связи между параметром Рк и qyd для ряда месторождений ( по Л. Ф. Дементьеву. [5] |
Для трещинно-каверновых карбонатных пород Б. Ю. Венделыптейн предлагает использовать кондиционное значение коэффициента эффективной пустотности. [6]
 |
Вяды распространения коллектора ( по М. И. Максимову. [7] |
Коллекторы, обычно карбонатные, открытая пустотность которых образована макрокавернами, неравномерно распределенными в породе и соединенными между собой микротрещинами или мелкими пустотами, определяющими их фильтрационные свойства, с коэффициентом пустотности, равным обычно тысячным или сотым долям единицы. [8]
Коллекторы, обычно карбонатные, открытая пустотность которых образована в основном многочисленными микрокавернаш ( порами растворения), соединенными между собой тонкими поровыми каналами или микротрещинами ( с диаметрами, в 5 - 10 раз меньшими диаметра каверны), определяющими их фильтрационные свойства, с коэффициентом пустотности от сотых долей единицы до 0 2 и более ( близк. [9]
 |
Определение положения границы фациального замещения. / - изолинии равной пористости. 2 - граница фациального замещения. 3 - внешний контур нефтеносности. 4 - зона отсутствия коллекторов. [10] |
Оконтуривание нефтегазоносной площади проводится по тому или иному параметру пласта, граничное значение которого устанавливается в соответствии с каким-либо из описанных выше подходов к выбору нижних пределов свойств продуктивных пластов. Если оконтуривание осуществляется, например, по коэффициенту пустотности, то между скважинами проводится интерполяция значений пустотности, и границы фациального замещения проводятся там, где величина коэффициента пустотности становится равной нижнему пределу, установленному для данной залежи. [11]
Методы радиометрии-нейтронные и рассеянного гамма-излучения ( гамма-гамма) позволяют определять коэффициент пустотности knycr в породах-коллекторах и неколлекторах с любой геометрией пор, которая практически не влияет на показания указанных методов. [12]
В случае значительного изменения по площади эффективной толщины и пустотности расчетный коэффициент пустотности необходимо определять как среднюю взвешенную по объему. При небольшом изменении эффективной толщины по площади средняя взвешенная по площади расчетная величина коэффициента пустотности незначительно отличается от таковой по объему. [13]
Оконтуривание нефтегазоносной площади проводится по тому или иному параметру пласта, граничное значение которого устанавливается в соответствии с каким-либо из описанных выше подходов к выбору нижних пределов свойств продуктивных пластов. Если оконтуривание осуществляется, например, по коэффициенту пустотности, то между скважинами проводится интерполяция значений пустотности, и границы фациального замещения проводятся там, где величина коэффициента пустотности становится равной нижнему пределу, установленному для данной залежи. [14]
Нефте ( газо) насыщенность коллекторов трещинного типа близка к единице ( 0 9 - 0 95) и в настоящее время трудноопределима. В связи со слабой изученностью проблемы таких коллекторов в целом подсчет запасов в них на всех стадиях осуществляется на основе карты изопахит и с учетом средних значений параметров по залежи, рассчитанных как средние арифметические по скважинам. При этом трещиноватость и нефте ( газо) насыщенность учитываются коэффициентом эффективной пустотности бпуст. [15]
Страницы: 1 2