По этой формуле подсчитываем радиусы пор и заполняем седьмую графу:

Дальше для построения кривой зависимости между водонасышенностью и капиллярным давлением необходимо использовать значения первой графы табл. 5.3, откладывая их на оси ординат, и значения шестой графы, откладывая их на оси абсцисс (рис.5.2).

37

Минимальная остаточная водонасыщенность, равная 6% от общего объема, характеризует содержание связанной (реликтовой) воды в данном образце.

Для построения кривой, отражающей наглядную иллюстрацию "объемного" участия различного размера пор породы, следует использовать четвертую графу

табл.5.3, откладывая значения ее на оси ординат, и седьмую графу, откладывая значения ее на оси абсцисс (рис.5.3).

Следует иметь в виду, что на оси абсцисс должны откладываться интервалы размеров "пор", а на оси ординат - объемы воды, соответствующие данным интервалам размеров освобожденных пор.

Из графика видно, что в данном образце преобладают поры размером радиусов 14+18 мкм.

Рисунок 5.2 — Кривая зависимости между остаточной водонасыщенностью и капиллярным давлением

38

Рисунок 5.3 — Кривая объемного участия различного размера пор в породе

Определение коэффициента растворимости газа.

Задача5.2 Приняв, что растворимость газа происходит по линейному закону Генри, определить коэффициент растворимости газа а при различных давлениях для условий приведённых в табл.5.4.

Таблица 5.4

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий
	1	2	3	4	5
1) Объём нефти в эксперименте Vn , м3	1000	1050	980	1120	1150
2) Абсолютное давление р, МПа	20/14	22/16	18/9	19/11	24/12
3) Объём растворённого в нефти газа, приведённый к нормальным условиям Vг , м3	18·104	21·104	16·104	23·104	19·104

Решение. Согласно линейному закону Генри коэффициент растворимости равен:

Вывод: С увеличением давления происходит уменьшение коэффициента растворимости газа.

39

Расчёт коэффициентов нефте, водо-газонасыщенности породы.

Для оценки запасов нефти и газа в пласте, текущего контроля за процессом разработки нефтяного месторождения необходимо иметь сведения о нефте-, водо- и газонасыщенности породы.

Рисунок 5.4 — Прибор ЛП-4 (Закса) для определения нефте-, водо- и газонасыщенности пород

1 - холодильник;

2 - ловушка,

3 - фильтр Шотта для помещения образца

породы;

4 - колба с растворителем;

5 - образец породы.

Объёмы содержащейся в образцах породы воды и нефти определяются в лабораторных условиях при помощи аппарата Закса (рис. 5.4), Дина и Старка. Используя эти данные, вычисляют указанные коэффициенты по следующим формулам:

коэффициент нефтенасыщенности:

коэффициент водонасыщенности:

коэффициент газонасыщенности:

S_г = 1 - (S_к-b_п + S_в-b_в),

где в вышеприведённых формулах: V_н, V_в - соответственно объёмы содержащейся в образце нефти и воды, м³;

р_п - плотность породы, кг/ м³;

т - коэффициент открытой пористости. дол.ед;

40

G - масса жидкости, содержащейся в образце, кг;

b_n, b_в - объемные коэффициенты нефти и воды соответственно, дол.ед.

Задача 5.З Определить коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности породы, если известны следующие данные:

Таблица 5.5

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий
	1		2	3	4	5
1) В образце породы содержится:
- нефти Vн, см3	4,44		5,13	4,78	5,04	3,97
- воды Vв . см3	4,0		3,66	4,13	3,91	4,21
2) Масса содержащейся в образце жидкости G, г	92		89	96	87	93
3) Плотность породы ρп г/см3	2,0		2,4	2,6	2,7	2,8
4) Коэффициент пористости т, дол.ед.	0.25		0,21	0,16	0.18	0,23
5) Объёмные коэффициенты:
- нефти bn, дол.ед.	1,15		1,3	1,23	1,07	1,25
- воды bв дол.ед.	1,02		1,07	1,05	1,06	1,03

Решение. Необходимые коэффициенты определим, пользуясь формулами:

41