Cтраница 1
Полученные значения проницаемости относились к скважине, но не были привязаны к тому или иному интервалу разреза скважины, так как такая детальность для проводимых исследований была несущественна. [1]
В опытах с составными кернами при обратном прокачивании воды через систему закольматированный песчаник - глинистая корка - полимерный тампонажный камень проницаемость системы увеличивается от 0 002 - 0 007 до 0 03 - 0 11 мкм ( т.е. возрастает в среднем более чем в 10 раз) за счет частичного размыва корки и зоны кольматации фильтрационным потоком. Однако полученные значения проницаемости системы значительно меньше естественной проницаемости песчаника, что обусловило изучение способов и технологических приемов разрушения глинистой корки в период создания искусственного фильтра. [2]
Обычно, когда исследуют степень ухудшения проницаемости в результате физико-химического взаимодействия породы с фильтратом цементного раствора, последний прокачивают через предварительно экстрагированный образец и ср авнивают полученное значение проницаемости с исходным. В реальных условиях фильтрат цементного раствора попадает в пласт, физико-химическая природа которого уже изменена проникшим туда ранее фильтратом промывочной жидкости. [3]
Полученное значение проницаемости принималось за начальное. [4]
Полученное значение проницаемости принималось за начальное. Процесс глушения модели пласта заключался в прокачивании через модель в обратном направлении ( из скважины в пласт) нескольких поровых объемов ЖГС. [5]
Полученное значение проницаемости принималось за начальное. [6]
Продуктивные нефтеносные пласты обладают неоднородным строением. Анализом фактических данных по многим месторождениям было выявлено, что на расстояниях, соизмеримых с реальным расстоянием между скважинами, параметры пласта могут меняться неоднократно. Это позволяет считать полученные значения проницаемости по отдельным скважинам случайными величинами, изучение которых связано с использованием методов математической статистики и теории вероятностей. [7]
Продуктивные нефтеносные пласты обладают неоднородным строением. Анализом фактических данных по многим месторождениям было выявлено, что на расстояниях, соизмеримых с реальным расстоянием между скважинами, параметры пласта могут меняться неоднократно. Это позволяет считать полученные значения проницаемости по отдельным скважинам случайными величинами, изучение которых связано с использованием методов математической статистики и теории вероятностей, kflpn проектировании разработки месторождений наиважнейший параметр - проницаемость / Изучение закономерностей в изменении проницаемости с использованием таких основных числовых характеристик теории вероятностей, как математическое ожидание, дисперсия, коэффициент вариации, позволяет выразить качественные и количественные свойства неоднородности пласта. [8]
В основу отмеченных решений, как отечественных, так и зарубежных, положена статистическая обработка геолого-промысловой информации о пласте. Например, коэффициент проницаемости, полученный различными методами ( по кернам, данным геофизических и гидродинамических исследований), расматривается как случайная величина. С учетом плотности распределения полученных значений проницаемости реальный неоднородный пласт моделируется набором ( штабелем) трубок тока или зон различной проницаемости, вероятностно распределенных в объеме залежи. [9]
Продолжительность прокачки определялась динамикой проницаемости модели, После стабилизации проницаемости полученное значение проницаемости модели принималось за исходное. Направление прокачки нефти через модель пласта на всех последующих стадиях экспериментов было таким же и соответствовало освоению скважины, то есть из пласта в скважину. [10]
Полученное значение проницаемости принимали за исходное. [11]