Значение - коэффициент - пористость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Женщины обращают внимание не на красивых мужчин, а на мужчин с красивыми женщинами. Законы Мерфи (еще...)

Значение - коэффициент - пористость

Cтраница 1


Значения коэффициентов пористости и проницаемости считаются неизменными. Предполагается возможность использования нелинейного закона сопротивления для газовой фазы. Гравитационные и капиллярные силы и теплота фазовых переходов не учитываются.  [1]

Если значение коэффициента пористости совпадает с приведенным в табл. 3.24 ( 2 прил.  [2]

Количественная оценка значений коэффициентов пористости Кп, проницаемости Кпр и нефтенасыщенности KJ, проводится с помощью петрофизических связей между коэффициентами К, Кдр, KJ, определенными по керну, и различными геофизическими параметрами.  [3]

В табл. 9.1 приведены значения коэффициента пористости р для некоторых грунтов и строительных материалов.  [4]

Зависимости забойной температуры от безразмерного времени для значений коэффициента пористости 0 1 и 0 3 представлены на рис. 5.20. Здесь максимальное расхождение в рассчитанных значениях забойных температур достигает 5 С. Однако значение коэффициента пористости входит в безразмерное время, а указанное сопоставление проводилось для одних и тех же значений безразмерного времени. Поэтому в координатах размерного времени дополнительное расхождение в полученных результатах может быть обусловлено расхождением в распределениях давления. Точные значения коэффициента пористости в различных точках пласта необходимы при определении прогнозных показателей разработки реальной газоконденсатной залежи.  [5]

На меньших глубинах залегания пород эта разница в значениях коэффициента пористости становится менее существенной.  [6]

В ряде скважин месторождений Медвежье и Вэнгапур-ское при бурении был отобоан керн и определены значения коэффициента пористости. Результаты определений были использованы для проверки правильности классификации пород по каротажу.  [7]

Коллекторские свойства горной породы оцениваются по кинематическим и динамическим параметрам различных типов волн ( Р, S, L-St), заключения выдаются, в основном, по значениям коэффициента пористости.  [8]

9 Сопоставление коэффициентов пористости глин ( аргиллитов по керно. [9]

АВПД по данным ргл20 в предположении, что удельное сопротивление поровых вод постоянно и равно примерно 0 3 Ом - м, с использованием палетки, приведенной на рис. 29, были определены значения коэффициентов пористости глин по разрезу и сопоставлены с пористостью, найденной по керновым данным либо шламу.  [10]

На основе анализа геолого-геофизических данных, результатов исследований эксплуатационных скважин, показателей предшествующих циклов создания получена информация о характере слагающих пород и их мощности, распространении закачиваемого газа в пласте, положении контакта газ - вода, значениях коэффициентов пористости, газонасыщенности вмещающих пород. По результатам гидродинамических исследований и обработки изменений уровней в пьезометрических скважинах ( 10, 61, 62 и 63) выявлена закономерность распределения коллекторских свойств по площади ряжского горизонта.  [11]

Зависимости забойной температуры от безразмерного времени для значений коэффициента пористости 0 1 и 0 3 представлены на рис. 5.20. Здесь максимальное расхождение в рассчитанных значениях забойных температур достигает 5 С. Однако значение коэффициента пористости входит в безразмерное время, а указанное сопоставление проводилось для одних и тех же значений безразмерного времени. Поэтому в координатах размерного времени дополнительное расхождение в полученных результатах может быть обусловлено расхождением в распределениях давления. Точные значения коэффициента пористости в различных точках пласта необходимы при определении прогнозных показателей разработки реальной газоконденсатной залежи.  [12]

Обычно пористость характеризуют количественно коэффициентом, представляющим собой отношение объема пустот к видимому объему породы. В табл. 1 приведены значения коэффициента пористости горных пород, наиболее часто встречающихся при бурении нефтяных и газовых скважин.  [13]

При оценке запасов большую роль играют геофизические методы. Наиболее апробированным является нейтронный гамма-метод ( НГМ), который позволяет определять общую пористость и эффективную мощность, однако значения коэффициента пористости по НГМ могут быть завышены.  [14]

Измеряют Яа в долях единицы или в процентах. Наибольшей Яа обладают обломочные горные породы ( пески, глины), а наименьшей магматические и метаморфические. В табл. 1.1 приведены значения коэффициента пористости пород, наиболее часто встречающихся при бурении нефтяных и газовых скважин.  [15]



Страницы:      1    2