Дисперсная характеристика механических примесей

Месторождение, пласт, литотогическая характеристика	Содержание фракций (% масс.) при размере частиц, мкм
	до 4 вкл.	св. 4 до 10 вкл.	св. 10 до 16 вкл.	св. 16 до 20 вкл.
Стрельненское, бобриковский горизонт, песчаники Покровское, башкирский ярус, известняки и доломиты Красноярское, башкирский ярус, известняки и доломиты	15 21 23,5	55,8 39,7 27,5	9 14,8 8	2,2 7 11

2.4. Методика прогнозного определения норм качества сточных вод для внутриконтурного заводнения новых нефтяных месторождений и условия их применения

Для формирования научно-технической основы прогнозного нормирования качества сточных вод разработан и обоснован вероятностно-статистический метод отнесения коллектора новой нефтяной залежи к порово-трещинному или трещинно-поровому типам коллекторов по комплексу косвенных поисковых признаков (показателей физико-химических свойств нефтей; содержание в нефтях серы, селикагелевых и акцизных смол, плотность нефтей в пластовых условиях и вязкость нефтей при давлении насыщения, а также показателей коллекторских свойств соответствующих нефтяных залежей: пористость и проницаемость поровой среды матрицы коллектора). Применение данных поисковых признаков обосновано статистическим методом с учётом того, что в природе более тяжёлые, вязкие, смолистые и сернистые нефти приурочены к трещинно-поровым, кавернозным, высокопроницаемым коллекторам; такие коллекторы чаще склонны к повышенной трещиноватости и кавернозности, имеют хорошую цементацию, и, напротив, коллекторы слабо трещиноватые имеют большую открытую пористость и слабо сцементированы.

Для определения характера распределения отдельного поискового признака строилась гистограмма (рис. 8). Установленный общий закон распределения значений параметров нефтей и пористости коллекторов нефтей для кривых, характеризующих порово-трещинный и трещинно-поровый типы коллекторов, позволил определить вероятность принадлежности (отнесения) коллектора новой нефтяной залежи к типу (образу) ПТК или к типу ТПК. Такое определение по отдельным поисковым признакам выполнено по теореме Бейеса.

В табл. 2 приведены вероятности принадлежности нефтяных залежей к типу ПТК или к типу ТПК всем косвенным поисковым признакам.

Определение вероятности Р принадлежности (отнесения) исследуемой нефтяной залежи к типам ПТК или ТПК по комплексу косвенных поисковых признаков производят расчётным методом распознавания типов (образов) коллекторов по формуле Бейеса (3):

Р_{залежи (ПТК/комплекс признаков)}=

=	Р(ПТК/S) • Р(ПТК/µн) • Р(ПТК/а.с.) • Р(ПТК/с.с.) • Р(ПТК/ρн) • Р(ПТК/m)
	Р(ПТК/S)•Р(ПТК/µн)•Р(ПТК/а.с.)•Р(ПТК/с.с.)•Р(ПТК/ρн)•Р(ПТК/m)+Р(ТПК/S)•Р(ТПК/µн)•Р(ТПК/а.с.)•Р(ТПК/с.с.)•Р(ТПК/ρн)•Р(ТПК/m)

где сомножители означают вероятность принадлежности исследуемой нефтяной залежи:

а) к типу ПТК соответственно:

Р_(ПТК/S) – по содержанию в нефти серы;

Р_(ПТК/µ_н) – по вязкости нефти при давлении насыщения;

Р_{(ПТК/а.с.)} – по содержанию в нефти акцизных смол;

Р_{(ПТК/с.с.)} – по содержанию в нефти селикагелевых смол;

Р_(ПТК/ρ_н) – по плотности нефти в пластовых условиях;

Р_(ПТК/m) – по пористости поровой среды матрицы нефтяного пласта–коллектора;

б) к типу ТПК соответственно:

Р_(ТПК/S) – по содержанию в нефти серы;

Р_(ТПК/µ_н) – по вязкости нефти при давлении насыщения;

Р_{(ТПК/а.с.)} – по содержанию в нефти акцизных смол;

Р_{(ТПК/с.с.)} – по содержанию в нефти селикагелевых смол;

Р_(ТПК/ρ_н) – по плотности нефти в пластовых условиях;

Р_(ТПК/m) – по пористости поровой среды матрицы нефтяного пласта–коллектора.