Определение физических и фильтрационно-емкостных свойств горных пород. Бжицких Т.Г - 50 стр.

UptoLike

ВУЗ: 

ТПУ | Томск

Составители: 

Рубрика: 

0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Водонасыщенность, %
Относительные проницаемости, %
k
н
/
k
в
/
Рис. 3.3. Зависимость относительных проницаемостей
от насыщенности водой порового пространства
2. Фазовые проницаемости составят:
для нефти:
kkk
нн
⋅=
'
(3.10)
k
н
= 0,18 ∙ 1,83 = 0,329 (мкм
2
),
для воды:
kkk
вв
⋅=
'
(3.11)
k
в
= 0,20 ∙ 1,83 = 0,366 (мкм
2
).
3. Водонефтяной фактор в процессе течения определим из закона Дарси:
вн
нв
н
н
в
в
н
в
k
k
L
PF
k
L
PF
k
Q
Q
µ
µ
µ
µ
⋅
⋅
=
⋅
∆⋅
⋅
⋅
∆⋅
⋅
=
(3.12)
⇒
143,3
11,1329,0
14,3366,0
=
⋅
⋅
=
н
в
Q
Q
Самостоятельные задания
Исходные данные:
k – абсолютная проницаемость, мкм
2
;
µ
н
– динамическая вязкость нефти, мПа∙с;
µ
в
– динамическая вязкость воды, мПа∙с;
S
в
– коэффициент водонасыщенности, %;
50

Страницы