Расчет коэффициента абсолютной проницаемости
Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания воздуха сквозь образец (Ро = 1атм = 105 Па).
Исходные данные представлены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование параметра | Значение параметра |
| 1. Диаметр образца породы, d, см | 3,0 |
| 2. Длина образца породы, L, см | 4,5 |
| 3. Объем профильтрованного сквозь образец воздуха, Vв, см3 | |
| 4. Время фильтрации воздуха, t, с | |
| 5. Динамическая вязкость воздуха при 20 оС, mвозд, мПа∙с | 0,018 |
| 6. Давление на входе в образец, Рвх∙105, Па | 1,7 |
| 7. Давление на выходе из образца, Рвых∙105, Па | 1,2 |
Решение:
Коэффициент проницаемости по газу породы определим используя формулу:
,
или
;
;
.
Расчет коэффициента проницаемости по нефти
Определить коэффициент проницаемости образца породы по нефти (kн) по данным лабораторных исследований.
Исходные данные и результаты исследования приведены в таблице 2.
Таблица 2.
| Наименование параметра | Значение параметра |
| 1. Диаметр образца породы, d, см | 3,0 |
| 2. Длина образца породы, L, см | 4,5 |
| 3. Объем профильтрованной сквозь образец нефти, Vн, см3 | |
| 4. Время фильтрации нефти, t, с | |
| 5. Динамическая вязкость нефти, mн, мПа∙с | 5,8 |
| 6. Давление на входе в образец, Рвх ∙ 105, Па | 1,5 |
| 7. Давление на выходе из образца, Рвых ∙ 105, Па | 1,0 |
Решение:
Коэффициент проницаемости образца породы по нефти определяется по формуле:
;
;
,
где kпр – коэффициент проницаемости, мкм2;
Q – расход флюида сквозь породу, см3/с;
∆Р – перепад давления на концах керна при заданном расходе, Па;
F – площадь поперечного сечения породы, см2;
m – коэффициент динамической вязкости флюида, мПа∙с.
|
|
.
Расчет коэффициента относительной проницаемости.
Сквозь образец пористой среды происходит фильтрация нефти и воды. Определить относительные проницаемости образца для фильтрующихся жидкостей и водонефтяной фактор.
Исходные данные представлены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование параметра | Значение параметра |
| 1. Абсолютная проницаемость, k, мкм2 | 2,55 |
| 2. Динамическая вязкость нефти, mн , мПа∙с | 3,0 |
| 3. Динамическая вязкость воды, mв, мПа∙с | 1,01 |
| 4. Коэффициент водонасыщенности, Sв, % |
Решение:
1. Относительная проницаемость для нефти kн¢ и воды kв¢ при водонасыщенности Sв = 50 % определяется по зависимости относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства, полученной экспериментально для данного образца породы (рис. 1).
Таким образом, для нефти kн¢ = 0,29, для воды kв¢ = 0,11.
Рис. 1. Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства
2. Фазовые проницаемости составят:
для нефти: 
kн = 0,29 ∙ 2,55 = 0,739 (мкм2),
для воды: 
kв = 0,11 ∙ 2,55 = 0,281 (мкм2).
3. Водонефтяной фактор в процессе течения определим из закона Дарси:
Þ 
Расчет коэффициентов нефте-, водо- и газонасыщенности породы.
Определить коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности породы.
Исходные данные представлены в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование параметра | Значение параметра |
| 1. В образце породы содержится: | |
| - нефти, Vн, см3 | 3,88 |
| - воды, Vв, см3 | 2,08 |
| 2. Масса содержащейся в образце жидкости, G, г | |
| 3. Плотность породы, rп, г/см3 | 2,5 |
| 4. Коэффициент пористости, m, доли ед. | 0,22 |
| 5. Объемные коэффициенты: | |
| - нефти, bн, доли ед. | 1,29 |
| - воды, bв, доли ед. | 1,11 |
|
|
Решение:
Коэффициент нефтенасыщенности (Sн):
или 49,5 %.
Коэффициент водонасыщенности (Sв):
или 26,5 %.
Коэффициент газонасыщенности (Sг):
или 6,73 %.
где Vн, Vв – соответственно объемы содержащейся в образце нефти и воды, м3;
bн, bв – объемные коэффициенты нефти и воды соответственно, доли ед.
rп – плотность породы, кг/м3;
m – коэффициент открытой пористости, доли ед.;
G – масса жидкости, содержащейся в образце, кг;