- •Кафедра нефтегазового промысла физика пласта
- •Общие методические указания
- •1 Введение
- •2 Природные коллекторы нефти и газа.Физические свойства горных пород
- •3 Состав и свойства газа, конденсата, нефти и пластовых вод
- •4 Фазовые превращения углеводородных систем
- •5 Поверхностно-молекулярные свойства системы пласт-вода-нефть-газ
- •6 Физические основы вытеснения нефти, конденсата и газа из пористых сред
- •7 Методы моделирования процессов, происходящих в нефтяных и газовых месторождениях, критерии подобия
- •Контрольные задания Задача 1
- •Методические указания
- •Методические указания
- •Задача 7
- •Задача 6
- •Задача 5
Контрольные задания Задача 1
Получить теоретическую зависимость для определения пористости фиктивного коллектора, сложенного частицами эквивалентного диаметра d. Показать, что она не зависит от геометрических размеров частиц.
Оценить количественно теоретическую максимальную и минимальную пористость фиктивного коллектора.
Методические указания
Коэффициент абсолютной пористости фиктивного грунта
, (1)
где суммарный объем всех пор в образце;объем шара диаметра.
Таким образом, при решении необходимо определить объем ромбоэдра ( рисунок 1 и 2 приложений) используя формулы (1) и (3 ).
В результате решения необходимо прийти к выражению
, (2)
где ά –угол ромбоэдра.
Соотношение углов в ромбоэдре,приведенном на рис.2 приложений
следующее
. (3)
Задача 2
Рассчитать фазовые проницаемости для смачивающей и несмачивающейфазы, используя порометрические кривые 1/Pk2=f(Sc) рисунка 3 приложений и данные таблицы 1.
Таблица 6
Предпосл. цифра шифра |
Тип коллектора (номер кривой на рис.8) |
Проницаемость К, мД |
Посл. цифра Шифра |
Обводненность
С, ٪ |
Вязкость нефти в пластовых условиях μ, мПа∙с |
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 |
4 3 2 5 5 6 1 7 4 2 |
155 10 22 350 700 30 180 35 200 350 |
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 |
99,1 89,4 79,8 89,5 93,4 92,3 99,1 89,5 99,0 95,3 |
50 1 50 1 3 3 30 40 3 8
|
Методические указания.
При решении задачи воспользоваться рисунками 8 и 9 риложений и формулой (14):
n=(w-)/(1-α) , (14)
где w- общая водонасыщенность пласта в долях объема порового пространства; α- содержание погребенной воды в долях порового пространства.
Методические указания
Для аппроксимации кривой 1/Pk2=f(Sc), использовать экспоненциальную зависимость вида 1/Pk2 =a[1-e-k(Sс-S0)],
где Sc – насыщенность смачивающей фазой;
Интегралы в уравнениях (4) и (5) могут быть найдены по величине площади под кривой 1/Pk2=f(Sc), ограниченной величинами насыщенности смачивающей фазой, соответствующими пределами интегрирования.
; (4)
, (5)
где - величина минимальной остаточной насыщенности смачивающей фазой;- то же, несмачивающей фазой.
Привести график зависимости и значения интегралов в выражениях (4) и (5).