Cтраница 2
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. [16]
В частности, предполагая значения пористости для отдельных слоев близкими, получим значение коэффициента вариации Wt послойной проницаемости ( см. разд. [17]
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. [18]
Наиболее глубоко оценкой неоднородности занимались в ин ституте ТатНИПИнефть, где предложены показатели, в качестве которых принимается либо квадрат коэффициента вариации проницаемости, либо квадрат коэффициента вариации коэффициента продуктивности. Здесь предложено определять неоднородности послойную УП, з ональную УЗ, геометрическую У. [19]
Например, в институте Гипровостокнефть была разработана методика, учитывающая при гидродинамических расчетах распределение коэффициента песчлнистооти; ВНИИнефть - методика, позволяющая при проектировании разработки учитывать коэффициент вариации проницаемости. [20]
С увеличением плотности сетки скважин увеличивается, с одной стороны, эффективная проницаемость пласта и, соответственно, темп отбора жидкости, с другой - увеличивается неоднородность пласта ( коэффициент вариации проницаемости), что ухудшает характеристику вытеснения нефти водой, и наоборот. [21]
В 1956 г. Джонсон [49] опубликовал упрощенный вариант этого метода и предложил серии графиков, показывающих зависимость нефтеотдачи ( как доли от первоначальных абсолютных запасов в пласте) при данном водо-нефтяном факторе отбираемой продукции от заданной вариации проницаемости, коэффициента подвижности и водонасыщенности. [22]
Известны следующие данные: Ф 0 2 - среднее по интерпретации результатов ГИС; 084.1 0 13 - со стандартного вероятностного графика данных, пористости при стандартном отклонении 84 1 %; КЮО мД ( 0 1 мкм2) - среднее геометрическое по интерпретации диаграмм, полученных при испытании пласта пластоиспытателем на буровых трубах; Ук 0 7 - вариация проницаемости по Дикстре - Парсону, полученная по аналогии. [23]
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. [24]
Таким образом, выполненные в БашНИПИнефть расчеты и сделанные на их основе выводы свидетельствуют, что анизотропия пласта по проницаемости оказывает довольно существенное влияние на эффективность полимерного заводнения. С уменьшением коэффициента вариации проницаемости в сильно анизотропных пластах эффективность полимерного заводнения возрастает, а в изотропных пластах снижается. В этом случае эффект от закачки воды с добавками полимера проявляется ( по мнению авторов) в том, что предельная обводненность достигается при значительно меньшем объеме прокачки, чем при обычном заводнении. Влияние анизотропии усиливается также с возрастанием вязкости пластовой нефти. [25]
Коэффициент площадного охвата ори радиадьно-симиетричном расположении конденсата вокруг отбиращей скважины может быть принят равным единице. Учитывая неоднородность i ол-лектора ( принятая вариация проницаемости 70 / 0 и соотношу ше вязкостей природного газа и конденсата ( ДГ 0 015 1Д1аес к, 20 4 МПа), можно принять для коэффициента охвата значен. [26]
Под информативностью понималась степень освещенности разреза коллектора в скважине значениями проницаемости при условии, что образцы пород для лабораторного анализа коллекторских свойств и нефтенасыщен-ности отбирались через каждые 0 5 м мощности продуктивной части выдержанного пласта и через 0 25 - 0 30 м мощности невыдержанного пласта. На рис. 117 показаны зависимости погрешностей определения коэффициента вариации проницаемости от числа скважин при Я0 68 и разной степени освещенности разрезов скважин керном. С помощью указанных графиков было ( табл. 31) рассчитано необходимое число скважин при той или иной информативности. [27]
Распределение проницаемости по трубкам тока является более однородным ( сжатым) по сравнению с распределением по объему пласта, т.е. коэффициент вариации VjKJ. V [ K ] 0 Случай равенства коэффициентов вариации проницаемости по трубкам тока и по объему залежи может наблюдаться при П 1, когда трубка тока состоит из одного элемента. [28]
После того, как найдена функция распределения проницаемости F ( к 1 по объему пласта ( или функция распределения комплексного параметра F ( о))), необходимо определить степень неоднородности расчетной модели пласта. Анализ динамики обводнения нефтяных залежей показал [4] что коэффициент вариации проницаемости ( или параметра U)) расчетной модели может быть в несколько раз меньше коэффициента вариации проницаемости по объему пласта. [29]
В разделе 2 были введены понятия некоторых числовых характеристик случайной величины и указаны способы их определения. Найдем выражения средней величины, дисперсии, среднего квадратического отклонений и коэффициента вариации проницаемости для распределения М.М. Саттарова и гамма - распределения. [30]