Вариация - проницаемость
Cтраница 1
Вариация проницаемости - это статистический параметр, который характеризует распределение проницаемости. Вариация проницаемости определяется следующим путем. На графике в системе координат логарифм - вероятность строится кривая, связывающая логарифм проницаемости и количество образцов ( в %) с большей проницаемостью, чем находится медианное значение проницаемости и значение проницаемости, соответствующее величине 84 1 %, по шкале процента образцов; вариация равна частному от деления разности между медианным и 81 4 % - ным значением проницаемости на медианное значение проницаемости. Хотя в методе Дикстра-Парсонса не учитывается изменений пористости, содержания погребенной воды и подвижной нефти в прослоях различной проницаемости, его неоднократно и с успехом применяли для расчета разработки залежей с заводнением при плотном расположении скважин, главным образом в Калифорнии. [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. [2]
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. [3]
 |
Зависимости погрешностей коэффициента вариации проницаемости т. [4] |
Требуемая точность коэффициента вариации проницаемости, как видно из табл. 31, может быть получена при разных соотношениях числа скважин и их информативности по исследованиям керна. [5]
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. [6]
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. [7]
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. [8]
 |
Гистограмма и полигон частостеВ распределения логарифла пронидаекости по пласту А Кулешовс-кого месторождения. [9] |
Вместе с тем именно на этой залежи получено максимальное значение коэффициента вариации проницаемости, указывающее на высокую проницаемостную неоднородность известняков башкирского яруса. [10]
Эти данные свидетельствуют о существенном влиянии плотности сетки скважин и коэффициента вариации проницаемости на конечную нефтеотдачу. [11]
Такая ограничительная рекомендация связана с вариациями скорости фильтрации в соответствии с вариациями проницаемостей отдельных горизонтов. [12]
В качестве независимых переменных геолого-технологического моделирования процесса нефтеизвлечения по скважинам отобраны: вариация проницаемости по толщине - Xi; вариация в разрезе скважины толщины пропластка - Ха; математическое ожидание проницаемости - Хз; пористости - X; расчлененность пласта - Xj; плотность запасов нефти на скважину ( ЬэфтКн) - Хе; общая толщина пласта - X. [13]
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. [14]
 |
Определение коэффициента Лоренца. [15] |
Страницы: 1 2 3