Cтраница 2
Указывалось, что для проведения гидродинамических расчетов реальные продуктивные пласты идеализируются: форма их принимается геометрически правильной, а сами пласты условно считают однородными по основным геолого-физическим характеристикам. Указанное упрощение не мешает достаточно правильно определять такие основные показатели разработки, как срок отбора основных запасов нефти, дебит нефти по залежи на различных этапах разработки, средние дебиты скважин ( особенно в начальный период), изменение пластового давления и средних забойных давлений. Однако для качественного определения других весьма важных показателей ( полнота извлечения нефти - нефтеотдача, добыча попутной воды, диапазон изменения дебитов отдельных скважин) необходим определенный минимум сведений о степени неоднородности коллекторов, слагающих продуктивный пласт. С помощью специальных электроинтеграторов, а также аналитических методов с применением современных вычислительных машин можно предсказывать ход процесса разработки в неоднородных пластах, основные свойства которых изменяются от точки к точке. Однако эти методы могут дать качественные результаты лишь при наличии достоверных исходных данных, достаточно полно характеризующих детали геологического строения в виде подробных карт изменения основных геолого-физических параметров. Когда такие карты могут быть построены, то указанные методы успешно применяются. К сожалению, это возможно, как правило, лишь для решения задач анализа процесса разработки и его регулирования, когда основной фонд скважин уже пробурен и находится в эксплуатации. На стадии же проектирования разработки детали строения пласта и изменения основных параметров, особенно проницаемости пласта, по площади и по вертикальному разрезу обычно выявлены быть не могут. На этой стадии невозможно указать конкретные значения мощности, проницаемости, пористости для любой точки пласта, так как на протяжении прямой, соединяющей две соседние скважины, указанные параметры пласта могут неоднократно изменяться. В результате интерполяция значений параметров между соседними скважинами не отражает фактической картины их изменения на этом участке. [16]
При а1 эта операция называется концентрированием [34] и сводится к сжатию графика функции ЦА () по оси и относительно точки ь для которой HA ( I) I. Эта операция используется для формализации выражений типа очень. При а1 происходит растяжение графика функции принадлежности, что соответствует выражению не очень. Так, термины большой дебит и очень большой дебит несут различную смысловую нагрузку, которая определена не только диапазоном изменения дебита, но и контекстом решаемой задачи. [17]