ÐЕЙРОСЕТЕВÐЯ МЕТОДИКРОЦЕÐКИ КОÐЕЧÐОГО ...
ÐЕЙРОСЕТЕВÐЯ МЕТОДИКРОЦЕÐКИ КОÐЕЧÐОГО ...
ÐЕЙРОСЕТЕВÐЯ МЕТОДИКРОЦЕÐКИ КОÐЕЧÐОГО ...
Create successful ePaper yourself
Turn your PDF publications into a flip-book with our unique Google optimized e-Paper software.
61<br />
области, подстилаемым подошвенной водой и содержащим нефть повышенной<br />
вязкости (10-30 мПа·с).<br />
6. Статистическая модель, полученная М.Т.Абасовым и Л.А. Султановым<br />
по 36 залежам Азербайджана и Туркмении, которая базируется, в основном, на<br />
темпе отбора нефти и коэффициенте безводной нефтеотдачи.<br />
7. Собственная статистическая зависимость Бочарова Т.Ю., полученная по<br />
36 залежам Азербайджана и справедливая для поровых коллекторов терригенного<br />
типа.<br />
8. Зависимость для КИН Американского исследовательского института<br />
(АНИ), рассчитанная по 40 терригенным залежам.<br />
В таблице 1 сведены все формулы и описаны коэффициенты по методикам<br />
определения КИН, указанным выше.<br />
Таблица 1. Статистические формы, используемые для расчета КИН<br />
Автор<br />
Гомзиков<br />
В.К.<br />
(1976 г.)<br />
Гомзиков<br />
В.Г.,<br />
Молотова<br />
Н.А.<br />
Гомзиков<br />
В.К.<br />
(1978 г.)<br />
Кожакин<br />
С.В.<br />
АНИ<br />
Абасов<br />
М.Т.,<br />
Султанов<br />
Л.А.<br />
Абызбаев<br />
И.И.,<br />
Насыров<br />
Г.Г.<br />
<br />
П<br />
Формула<br />
0,<br />
333-0,<br />
0089 μ0+<br />
0121 , lg K<br />
ПР<br />
+ 0,<br />
0013<br />
t0<br />
0149 , K<br />
<br />
П<br />
0,<br />
085 W<br />
0173 , S<br />
<br />
<br />
Н<br />
Н<br />
<br />
0,<br />
00053<br />
S<br />
0,<br />
195-0,<br />
0078μ0+<br />
0,<br />
0821<br />
lg K<br />
ПР<br />
+ 0,<br />
00146<br />
t0<br />
018 , K<br />
0144 , lg<br />
0,<br />
054 W<br />
0,<br />
27 S<br />
, 674-0,<br />
01μ<br />
+ 0,<br />
306 K<br />
<br />
0<br />
0<br />
,<br />
K<br />
<br />
0,<br />
71<br />
b<br />
-<br />
ПР<br />
<br />
0,<br />
00086 S<br />
П<br />
μ<br />
+<br />
0,<br />
0275 lgK<br />
<br />
П<br />
общ<br />
+ 0,<br />
0038<br />
h <br />
общ<br />
+ 0,<br />
0039 h <br />
+ 0,<br />
0019 h+ 1,998 m <br />
0 507 0167 lg<br />
0<br />
ПР<br />
0,05<br />
ПР<br />
0,0018 h 0171 , K<br />
- 0,1355<br />
lg<br />
,<br />
0,<br />
000855 S<br />
lgK<br />
ПР<br />
1000<br />
μ<br />
-1,538<br />
m - 0,00115 h<br />
общ<br />
V<br />
η 0,<br />
11403 + 0,2719<br />
+ 0,25569 (1- SН<br />
) -<br />
η 0,153 + 0,053<br />
T<br />
(<br />
η БЕЗВ<br />
Н<br />
Н<br />
100 -19,9) (T<br />
+ 0,025 ln(K<br />
Н<br />
ПР<br />
- 5,59) + 3,25<br />
100)<br />
<br />
<br />
<br />
1<br />
S<br />
20,606 + 0,3845<br />
VФ<br />
+ 65,5104<br />
tg<br />
- 0,2712<br />
S<br />
η <br />
<br />
<br />
35,678<br />
K<br />
П<br />
- 0,0306<br />
K<br />
ПР<br />
общ<br />
- 0,0021<br />
- 0,17<br />
общ<br />
<br />
<br />
<br />
+<br />
2<br />
<br />
+ <br />
<br />
<br />
1<br />
100<br />
© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2013, № 1 http://www.ogbus.ru
Change language