от капиллярного давления

Рис. 1 Кривая распределения зерен породы по размерам.

Рис. 2 Кривая суммарного гранулометрического состава.

Наименование отверстий фильтра	Абсолютное значение	Формула определения
Ширина прямоугольных щелей щелевидных фильтров, мм	1,4	2* d90
Диаметр круглых отверстий фильтра, мм	2,1	3*d90
Диаметр зерен гравия в гравийных фильтрах, мм	7,7	11*d90

d ₉₀ = 0.7 мм К _н = d ₆₀ / d ₁₀ = 2

d ₆₀ = 0.38 мм

d ₁₀ = 0.19 мм

№ 2 Расчет эффективного диаметра частиц песка.

Размер фракций, di, мм	Вес фракций в % от до к общему весу, gi
от	до
0,65	0,55	3,9
0,55	0,42	6,4
0,42	0,34	7,4
0,34	0,21	71,3
0,21	0,09	7,4
0,09	0,058	3,5
0,058	0,003	2,4
0,003		1,7

d _эф = 0.0622 мм.

№3 Расчет коэффициента открытой пористости

Наименование	Значение
Р с	19,9 г
Р к	22,7 г
Р к.к	12 г
rк	701 кг/ м ^3

1) объем открытых взаимосвязанных пор

V _пор = (22.7-19.9) /0.701= 3.99 см³

2) объём образца исследуемой породы

V₀ = (22,7-12) /0,701 = 15,26 см³

3) коэффициент открытой пористости

m₀ =3,99/ 15,26 = 0,261 или 26,1%

№ 4 Расчет коэффициента абсолютной проницаемости

Наименование параметра	Значение параметра
d	3,0 см
L	4,5 см
V B	3500 см ^3
t	180 с
mвозд	0,018 мПа*с
Р вх * 10 ^5	2,6 Па
Р вых * 10 ^5	2,0 Па

F = 7.065 * 10^-4 м ²

Кпр= = 0,743*10^-12 м²= 0,743 Д

№5 Расчет коэффициента проницаемости по нефти

Наименование параметра	Значение параметра
d	3,0 см
L	4,5 см
V н	163 см ^3
	83 с
	7,3 мПа*с
Р вх * 10 ^5	1,9 Па
Р вых * 10 ^5	1,4 Па

F = 7.065 * 10^-4 м²

К_пр = = 18,239 *10 ^-12 = 18,239 мкм ²

№ 6 Расчет коэффициента относительной проницаемости.

Наименование параметра	Значение параметра
k	3.85 мкм ^2
	4,18 мПа*с
	1,12 мПа*с
S B	65%

1.

2. Фазовые проницаемости составят:

для нефти: k_н= k_н' * k = 1,309 мкм ²

для воды: k_в= k_в' * k = 2,31 мкм²

3. Водонефтяной фактор в процессе течения определим из закона Дарси:

= 6.586

№ 7. Расчет коэффициентов нефте-, водо- и газонасыщенности породы.

Наименование параметра	Значение параметра
V н	4,16 см^3
Vв	3,65 см^3
G	93 г
Pп	2,4 г/см^3
m	0,26 доли.ед
Объемные коэффициенты:
b н	1,33 доли.ед
b в	1,19 доли.ед

1. коэффициент нефтенасыщенности (Sн):

S_н = (4,16*2,4)/ (93* 0,26) = 0,412 или 41,2%

2. коэффициент водонасыщенности (Sв):

S_в = (3,65*2,4)/ (93*0,26) = 0,362 или 36,2%

3. коэффициент газонасыщенности (Sг):

S _г = 1- (0,412*1,33 + 0,362*1,19) = 0,02 или 2%

№8. Построение зависимостей «водонасыщенности – капиллярное давление».

Наименование параметра	Абсолютные значения
m 0	22.6 %
L	2.0 см
d	2.0 см

V₀ = 1,41928 см ³

№ п/п	Капиллярное давление, Рк, мм рт.ст.	Показания бюретки, V, см^3	Объем вытесненной из образца воды	Объем оставшейся в образце воды	Размеры радиусов пор, r, мкм
См^3	% от объема пор	См^3	% от объема пор
		2,77		0,000	1,432		77,143
		2,77		0,000	1,432		41,538
		2,69	0,08	5,587	1,352	94,413
		2,61	0,08	5,587	1,272	88,826
		2,52	0,09	6,286	1,182	82,540	18,621
		2,44	0,08	5,587	1,102	76,953	16,364
		2,34	0,1	6,984	1,002	69,969	14,026
		2,28	0,06	4,190	0,942	65,778	12,857
		2,22	0,06	4,190	0,882	61,588	10,909
		2,14	0,08	5,587	0,802	56,001	9,730
		2,07	0,07	4,889	0,732	51,112	8,182
		2,01	0,06	4,190	0,672	46,921	6,835
		1,93	0,08	5,587	0,592	41,334	5,967
		1,85	0,08	5,587	0,512	35,747	4,954
		1,78	0,07	4,889	0,442	30,858	4,5
		1,72	0,06	4,190	0,382	26,668	3,816
		1,64	0,08	5,587	0,302	21,081	3,439
		1,58	0,06	4,190	0,242	16,890	3,103
		1,52	0,06	4,190	0,182	12,700	2,784
		1,52		0,000	0,182	12,700	2,494

S_ост =16 % (содержание связанной воды в данном образце)

Рис 8. График зависимости остаточной водонасыщенности

от капиллярного давления

Дата добавления: 2015-08-02