1. Назначение систем поддержания пластового давления
 Скачать 0.88 Mb.
|
|
52.Типы моделей пластов (объектов разработки). Пусть система I – месторождение. Система II – модель месторожденияЕсли сходность в системах I и II установлена на основе опыта и эти условия повторяются, когда будут выполняться определенные контрольные условия, то течение процессов в системе I можно изучать путем наблюдения сходных процессов в системе II. Т.е. система II – модель системы I. При этом вариации:1.Если сист I и II имеют одну физич природу, то моделирование физическое.2. Если I и II имеют неодинаковую физическую природу, но сходное математическое описание, то говорят, что явления аналогичны. Модели аналоговые.3. Если может быть только 1 реальная физическая система, 2 – мыслительная система (в качестве 2ой м.б. математическая модель, которая описывается в виде входных уравнений и условий). Принципиально этот процесс можно назвать имитацией, но в этой имитации м.б. применены модели другой природы.Создать модель, учитывающую все детали технико-экономич плана нельзя, отсюда требуется создание такой модели, чтобы она была: - непротиворечивая; - реализуемая; -экономичная. Модель должна быть функциональной и идентичной. Модель разработки состоит из модели пласта и модели процесса разработки. Модель пласта -это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного м/я. Модель процесса разработки -это система количественных представлений о процессе извлечения нефти из недр, н-р моделью пласта может быть слоисто-неоднородный пласт, но в расчетной схеме пласт при одной и той же модели может быть представлен как пласт круговой формы, прямолинейной и т.д.Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород – различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.Вторая основная особенность нефтегазоносных – наличие в них трещин, т.е. трещиноватость пластов. Детермированные модели –это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствии реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющие такие же вероятностно-статистические характеристики что и реальный. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике РНМ вероятностно-статистических моделей относятся следующие. 1.Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющегося от точки к точке осредняют. Часто принимают гипотезу и о его изотропности (равенстве проницаемостей в любом направлении). Иногда считают пласт анизотропным. Модель однородного в вероятностно статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью. 2. Модель слоистого пласта. Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью mi и проницаемость ki. При этом считают, что из всей толщины пласта hслои с пористостью в пределах ∆mi и прницаемостью в пределах ∆ki составляют часть ∆hi. Если каким либо образом измерять проницаемость отдельных прослоев пласта в различных скважинах , то окажется что из суммарной толщины всех измеренных пропластков h часть их ∆h1 обладает проницаемостью в пределах ∆k1, и т.д. можно для реального пласта построить зависимость ∆hi/h=f(ki) ∆ki (1) И на ее основе создать модель слоистого пласта, которая будет представлять собой структуру, состоящую из набора прослоев различной проницаемости и характерезующейся той же функцией (1), что и реальный пласт. 3. Модель трещиноватого пласта. Если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлены в виде набора непроницаемых кубов, грани которого разделены l* разделенных щелями шириной b* 4. модель трещиновато-пористого пласта. В реальном пласте, которому соответствует эта модель, содержатся промышленные запасы нефти как в трещинах, так и в блоках, пористых и проницаемых. Эта модель также может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которого разделены l* разделенных трещинами со средней шириной b*. Фильтрация жидкостей и газов, насыщающих трещиновато-пористый пласт, происходит как по трещинам, так и по блокам. При этом в следствии значительной проницаемости трещин по сравнению с проницаемостью блоков любые изменения давления распространяются по трещинам быстрее, чем по блокам, в результате чего для РНМ трещиновато-пористых пластов характерны перетоки жидкостей и газов из блоков в трещины и наоборот.Все пречисленные модели отнесены к вероятностно-статическому классу. Если же реальный пласт действительно весьма однородный, соответствующую модель однородного пласта можно считать детерминированной. Однако, в природе совершенно однородные пласты встречаются крайне редко. 60.Системы разработки с площадным заводнением Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 4 ). Р  ис. Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами).Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение применяют на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи. Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные Наиболее часто используемые: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (например, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т. е. так называемые целики нефти. Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных 5-точечной системы, в результате чего получают девятиточечную систему. 15.Методы определения КИН. Методы повышения коэффициентов извлечения нефти по виду применяемого процесса можно подразделять на следующие группы: физико-химические методы — вытеснение нефти водными растворами химических реагентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей), мицеллярными растворами и др.; теплофизические методы — нагнетание в пласты теплоносителей — горячей воды или пара; термохимические методы—применение процессов внутрипластового горения нефти — «сухого», влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.: методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами—растворителями, углеводородными газами под высоким давлением. Каждый из методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при внедрении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты. Испытание методов в промысловых условиях показывает, что оценка эффективности новых методов по данным лабораторных и теоретических исследований нередко бывает завышенной. Поэтому при выборе объектов наряду с экспериментальными данными необходимо учитывать результаты широкого испытания методов в различных геологопромысловых условиях. Основной метод - объемный. Очевидно что он предполагает получение данных при эксплуатации: КИНтек= суммаQнтек/Qнгз КНО= суммаQнкон/Qнгз Второй метод при использовании коэфицентов (прогноз). КИН=а выт* b охвата воздействия. По нас. По объему. b охв принимают по анолгии с похожим месторождением по результатам моделирования. Уточняются со временем и по результатам глубинной потокометрии и по ИННК каротажу. 46.Методы построения гидродинамических моделей нефтяных месторождений Цифровые фильтрационные модели являются средством математического моделирования процессов в коллекторах. В численных моделях область моделирования представляется в виде конечного числа ячеек, взаимодействие между которыми рассчитывается численными методами. Современные фильтрационные модели – это комплекс программ гидродинамического моделирования, подготовки исходных данных, обработки и анализа результатов. Моделирование пласта является сложной и дорогостоящей процедурой. Несмотря на то, что оно быстро становится популярным методом для принятия решения о разработке коллектора, его следует рассматривать как одни из вариантов из набора методов, имеющихся в распорящении инженера-разработчика. Все методы моделирования могут быть разделены на: Аналитические методы, например, поведение притока, материальный баланс, поведение вертикального подъема, образование водяных конусов Цифровые имитационные модели Когда анализируется только часть производственной системы, лучше всего применять аналитические методы. Однако они имеют свои недостатки: Нелинейные величины в уравнениях потока игнорируются Геометрия пласта упрощается Предполагаются однородные и изотропные свойства пласта Предполагается упрощенное распределение флюидов или единственная фаза. Имитационные модели пласта представляют его в виде сетки блоков вплоть до пространственного вида. Каждому блоку предписаны свойства пласта и флюидов (пористость, проницаемость, капиллярное давление и т.д.). Эти свойства являются усредненными величинами для блока сетки, поэтому разрешающая способность определения пласта ограничивается размером блока. Для общей имитации температурный эффект не моделируется: предполагается изотермический процесс. Наиболее универсальным и эффективным методом численного интегрирования уравнений многофазной фильтрации является метод конечных разностей, суть которого заключается в последовательном решении преобразованной системы дифференциальных уравнений в частных производных: сначала относительно давления, а затем относительно одной из насыщенностей. Все описанные выше математические модели ориентированы на детерминированное описание объекта разработки, что далеко не соответствует всей сложности неоднородного строения пористой среды, в которой происходит течение флюидов в процессе разработки залежей. Поэтому становится актуальным статистический подход и трактовка пористых сред и фильтрационных процессов как случайных полей. Что и отражает стохастический метод решения уравнений теории фильтрационных процессов. Чаще всего на практике используется модель черной нефти, в которой описывается три фазы: тяжелые УВ (нефть), легкие УВ (газ) и вода. Отношения между флюидными фазами, давлением и температурой определяются свойствами PVT. Для простоты расчета свойства PVT вводятся при помощи уравнения описания состояния. Результаты моделирования пласта включают информацию на определенных временных шагах: Объемы добычи и закачки Флюидонасыщенность и давления Такую информацию можно проверять многими способами: По скважине или группе скважин По слою По месторождению или сектору месторождения 47.Методы контроля за ППД. Широко внедренные методы заводнения при эксплуатации нефтяных месторождений вызвали необходимость непрерывного контроля режима разработки залежи. В практике нефтепромысловых работ многочисленные задачи решаются, в основном, геофизическими методами. Основные задачи данной проблемы: контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК и ГВК контроль за охватом объекта процессом вытеснения; выявление обводненных слоев и прослоев; определение характера жидкости, притекающей к забою; оценка приемистости пластов и интенсивности притока жидкости из различных их частей; контроль технического состояния эксплуатационных и нагнетательных скважин и ряд других задач, возникающих в процессе разработки. Геофизические исследования для контроля за ППД проводятся в скважинах эксплуатационного фонда: фонтанирующих, оборудованных глубинными насосами, нагнетательных, контрольных, пьезометрических и остановленных на ремонт. Современные приборы (диаметром 25 – 50 мм) дают возможность проводить измерения через колонну насосно-компрессорных труб в процессе фонтанирования или через серповидный зазор между штангами глубинного насоса и обсадной колонной. Использование данных термометрии: По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве; в перфорированных – для определния интервалов обводнения. В связи с различием температур нагнетаемых и пластовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в необсаженных скважинах с помощью метода кажущегося сопротивления ( КС ) и индукционного метода ( ИК ) по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления воды, а в обсаженных скважинах – по данным радиоактивных методов – НГМ,ННМ-Т. Также применяются методы потенциалов собственной поляризации (ПС) пород, метод радиогеохимического эффекта (в процессе нефтяной залежи в передней части фронта вытеснения возникает поле аномально высоких концентраций радия и продуктов его распада – радиогеохимический эффект.). Расходометрия скважин: Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в оставленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом. При разработке нефтяных месторождений с заводнением осуществляется направленное вытеснение нефти водой путем воздействия на продуктивные пласты закачкой воды. В этом случае полнота дренирования объема залежи зависит от полноты охвата продуктивных пластов воздействием, которая характеризуется коэффициентом охвата продуктивных пластов воздействием (коэффициентом охвата).Под коэффициентом охвата понимают отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного на определенную дату воздействием, ко всему нефтенасыщенному объему пласта (залежи, эксплуатационного объекта). Различают охват по мощности, по площади и по объему. Коэффициент охвата по мощности равен отношению нефтенасыщенной мощности, подвергшейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта. Коэффициент охвата по площади равен отношению площади, охваченной воздействием, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи. На практике обычно его отождествляют с коэффициентом охвата по объему. 49.Постоянно действующие геолого-гидродинамические модели. В настоящее время одним из важнейших направлений повышения качества подсчета запасов, проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных месторождений является применение постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей. Детальное геолого-гидродинамическое моделирование позволяет оперативно управлять текущими запасами, на ранних стадиях разработки группировать запасы в соответствии с оптимальными для их извлечения технологиями, осуществлять оперативное, экономически-обоснованное управление разработкой, проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и снижения затрат на добычу нефти системы разработки. На основе моделирования решаются следующие задачи геологии и разработки : В пределах новых месторождений наиболее важной задачей является прогноз распространения коллектора, оптимизация заложения разведочных и эксплуатационных скважин, минимизация риска бурения пустых скважин. Дифференцированный подсчет запасов по типам коллекторов. Уточнения параметров пластов и флюидов, положение литологических и тектонических экранов. Проектирование систем разработки. Возможности многовариантных расчетов, определение и визуальное представление остаточных запасов на конец периода разработки позволяют обосновать оптимальный вариант добычи, обеспечить полноту выработки трудноизвлекаемых запасов. Выбор оптимального варианта обеспечивает высокую экономическую эффективность разработки объектов. Возможность оценки эффективности работы каждой скважины в течение всего периода эксплуатации, регулирование на этой основе выработки запасов и снижение обводненности, выбор оптимальной стратегии доразработки на поздних стадиях. Оценка трудноизвлекаемых запасов и выбор соответствующей технологии и добычи. Управление добывающим предприятием, выбор стратегии развития на перспективу. Постоянно действующие геолого - технологические модели являются неотъемлемой частью единой системы контроля и управления запасами и процессами разработки. Процесс контроля и управления разработкой можно разделить на несколько этапов: Создание системы контроля состояния объекта разработки, позволяющей получать надежную информацию о дебетах нефти и газа в добывающих скважинах, закачке воды и газа в нагнетательные скважины, о пластовых и забойных давлениях в скважинах и о свойствах пласта и протекающих в нем процессах. Организация и ведение автоматизированных баз промысловых и геолого - геофизических данных, получаемых по каждой скважине объекта. Создание постоянно действующих геолого - технологических моделей процессов разработки, информационное обеспечение которых осуществляется с помощью баз данных специальными программными средствами. Уточнение параметров геолого - технологических моделей в автоматизированном или «ручном» режимах путем воспроизведения истории разработки с учетом данных бурения, эксплуатации, испытания и исследования новых скважин. Выбор и обоснование наиболее эффективных вариантов разработки и управляющих воздействий в заданном интервале времени на основе математического моделирования процесса разработки и экономических расчетов. Реализация выбранных вариантов и экономически обоснованных управляющих воздействий на объекте разработки. Такими управляющими воздействиями могут быть: изменение режимов работы скважин - дебитов, забойных давлений, изменение интервалов перфорации, проведение других геолого - технических мероприятий, остановка скважин, бурение и ввод в эксплуатацию новых скважин и т.п. 35.Особенности разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии Завершающая - характеризуется: - малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% ); - большими темпами отбора жидкости Тдж(водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м3/м3); высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%); - более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1); отбором за период стадии 10 20% балансовых запасов нефти. Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%. 54. Особенности разработки нефтяных оторочек. Основные сложности при разработке нефтегазовых залежей связаны с технологическими трудностями извлечения нефти, зависящими от режима их разработки. При этом в основном проявляют себя режимы растворенного газа и упруговодонапорный; первый имеет главенствующее значение и определяет конечный коэффициент нефтеотдачи, в большинстве случаев несущественный. Рациональным способом извлечения запасов нефтяной оторочки считается опережающая выработка ее с сохранением энергии газовой шапки. Однако, как показывает мировая практика, иногда полезен способ одновременного извлечения запасов нефти и газа из нефтегазовых залежей с сохранением неподвижности газонефтяного контакта.Во многих случаях при разработке нефтегазовых залежей (НГЗ) вскрываются газоводонефтяные зоны или нефтяные оторочки при разработке газоконденсатнонефтяных залежей (ГКНЗ) с подошвенной водой. азработка таких залежей обусловливается следующими характерными особенностями полной гидродинамической связью нефтяной залежи с газовой шапкой и водоносным пластом и вероятной подвижностью газонефтяного и водонефтяного контактов в окрестности скважин в процессе разработки залежи практически неподвижностью контуров газоносности и нефтеносности в пласте; равномерным распределением пластовой энергии по площади нефтеносности; равенством начального пластового давления и давления насыщения относительной близостью расположения к забоям скважин водонефтяного и газонефтяного контактов при дренировании нефтяной оторочки неустойчивостью процесса вытеснения нефти газом, приводящей к быстрому прорыву газа к забоям добывающих скважин и их загазованности и в конечном счете к значительной потере пластовой энергии и снижению нефтеотдачи возможностью проявления ретроградной конденсации из-за снижения давления в газонасыщенной зоне пласта, предопределяющей пластовые потери конденсата трудностью регулирования перемещением ГНК и ВНК и др. При разработке НГЗ и ГКНЗ с подошвенной водой темп отбора нефти обусловливается деформацией контактов и прорывом газа и воды к забоям скважин. При этом весьма важным параметром при установлении режима работы скважин и прогнозировании технологических показателей разработки является анизотропия пласта, обоснование которой необходимо для каждой конкретной залежи. М. Маскет также указывает, что анизотропность коллектора существенно влияет на эффективность размещения скважин. Низкая проницаемость по вертикали препятствует быстрому поднятию вершины конуса и способствует выполаживанию поверхности раз дела вода-нефть. Высокая проницаемость по вертикали (малая анизотропия пласта) способствует быстрому продвижению вершины конуса к забою скважины, что обусловливает концентрированную деформацию поверхности раздела вблизи скважины с низким коэффициентом охвата вытеснения нефти подошвенной водой. 4.Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями. Горизонтальными называются скважины, в которых интервал вскрытия продуктивного пласта стволом скважины более чем в два раза превышает толщину пласта. На основе имеющихся теоретических исследований и накопленом теоретического опыта авторы выделяют следующие основные направления применения горизонтальных скважин: - маломощные пласты ( 5 – 10 м) с низкой или неравномерной проницаемостью; - объекты с подошвенной водой и верхним газом с целью ограничения конусообразования; - коллектора с вертикальной трещиноватостью; - разработка месторождений высоковязких нефтей и битумов шельфовых и труднодоступных продуктивных зон. В большинстве отечественных и зарубежных работ даются следующие определения разновидностей скважин, различающихся по способу проводки и конструкции. 6.Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов. Трещины —это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин при разработке таких пород, на что указывает несоответствие проницаемости кернов и проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований скважин. Фактическая проницаемость часто оказывается намного выше определенной по кернам. В процессе разработки трещиновато-пористых пластов при упругом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жид- кости между трещинами и блоками пород, т. е. матрицей, приводящие к характерному для таких пород запаздыванию перераспределения давления по сравнению с соответствующим перераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме. На разработку трещиноватых и трещиноватопористых пластов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщающей трещины в результате деформации горных пород. Один из наиболее сложных вопросов разработки трещиноватопористых пластов связан с применением процессов воздействия на них путем закачки различных веществ, и в первую очередь с использованием обычного заводнения. Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. При этом, по данным экспериментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8—0,85. Опыт также показывает, что и из матриц трещиновато-пористых пластов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик, составляя 0,20—0,30. Поясним, под действием каких же сил происходит вытеснение нефти водой из матриц трещиновато-пористых пластов. Одна из сил вполне очевидна, хотя до последнего времени и слабо учитывалась в расчетах процессов разработки. Эта сила обусловлена градиентами давления в системе трещин, воздействующими и на блоки породы. Другая из сил связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей блоки. Действие этой силы приводит к возникновению капиллярной пропитки пород, т. е. к замещению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка оказывается возможной, если породы гидрофильные. Капиллярная пропитка матрицы или блоков трещиновато-пористых пластов вполне объяснима не только с позиции действия капиллярных сил, но и с энергетической точки зрения, так как минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать поры матрицы, обладая сложной, сильно разветвленной поверхностью. Исследования показывают, что если взять блок породы трещиновато-пористого пласта с длиной грани /*, первоначально насыщенный нефтью, и поместить его в воду (аналогичная ситуация возникает, когда блок в реальном пласте окружен трещинами и в трещинах находится вода), то скорость ф(^) капиллярного впитывания воды в блок и, следовательно, вытеснения из него нефти, согласно гидродинамической теории вытеснения нефти водой с учетом капиллярных сил. 43.Основные теории фильтрации жидкости в пористой среде. Формула Дарси:  где Кф – коэф. фильтрации – зависит как от природы пористой среды, так и от св-в фильтрующейся жидкости. Имеет размерность скорости и хар-ет скорость потока через единицу площади сечения, перпендикулярного к потоку, под действием единичного градиента напора. Применяется только для однородной ж-ти. Для разработки месторождений наибольшее значение имеет плоскорадиальный тип течения (приток к скважине). Формула Дюпии:  где К – коэф проницаемости, который не зависит от св-в ж-ти и является динамической хар-кой только пористой среды. Размерность  или 1 Д (Дарси) =1,02* .Коэф фильтрации и проницаемости связаны м/ду собой соотношением:  |