Ход выполнения задания

Исходные данные

Залежь приурочена к терригенному пласту. Плотность нефти ρ_н = 0,80 г/см³, плотность пластовой воды ρ_в = 1,1 г/см³. Абсолютная отметка ВНК равна -2010 м. g = 9,8 м/с² (0,00981 МПа).

 

№ скв.	Глубина залегания середины пласта, м	Альтитуда + удлинение, м	Замеренные давления, МПа Рпл       Рзаб	Q, т/сут.
1	2154,63	120,80	13,0 10,7 8,9	15 24 33
2	2152,00	124,40	13,3 11,7 9,8	19 33 50
3	2165,10	123,20	17,7
4	2110,20	122,00	13,0 11,0 9,0	10 24 38
5	2142,50	121,00	13,6 11,1 8,2	9 19 29
6	2127,00	124,60	14,0 12,0 8,8	12 25 46
7	2126,30	122,00	13,1 10,7 8,0	11 27 47
8	2170,00	126,60	19,3
9	2151,70	123,60	15,0 12,3 10,7	20 45 60
10	2166,90	124,60	18,9
11	2171,00	119,70	19,4

 

 

Ход выполнения задания

Абсолютное пластовое давление Р_пл.абс., соответствующее дебиту, равному 0, определяется по графику зависимости между дебитом Q т/сут и манометрическим давлением Р в скважинах.

 

 

Пересечение линейного графика с осью давлений (Q=0) даст величину начального абсолютного пластового давления.

Абс.отм.сер.пласта = Глубина залегания середины пласта – (Альтитуда + Удлинение).

Расстояние от середины пласта до плоскости приведения (ВНК):

Z = Абс.отм.сер.пласта – Абс.отм.ВНК.

Приведенные пластовые давления определяются по формуле: ,

либо Р_пл.пр. = Р_пл.абс. ± Z ∙ ρ_ж ∙ g («+» когда измерения выше плоскости приведения, «-» когда ниже), либо , где р_н. – пластовое давление в скважине, МПа; h_{ВНК н} – абсолютная отметка поверхности начального ВНК, м; h_н – абсолютная отметка в точке замера пластового давления в скважине, м; ρ_ж – плотность жидкости, кг/м³.

№ скв.	Абс. отм. середины пласта, м	Расстояние от середины пласта до плоскости приведения (ВНК), Z, м	Рпл.абс., МПа	Жидкость, заполняющая интервал Z	Рпл.пр., МПа
1				вода
2				вода
3				вода
4				нефть
5				вода
6				нефть
7				нефть
8				вода
9				вода
10				вода
11				вода

Средняя величина Р_пл.пр. по залежи определяется как среднеарифметическое значение.

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №3

«ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ»

1. Расчет коэффициента абсолютной проницаемости (табл.1):

2. Расчет коэффициента эффективной проницаемости по нефти (табл.2):

3. Расчет коэффициента фазовой проницаемости (по формуле 2) и относительной проницаемости для нефти и воды (табл.3):

4. Расчет водонефтяного фактора (табл.3):

 

Таблица 1 (Р₀ = 1 атм. = 10⁵ Па)

Наименование	Единицы измерения	Варианты
		1	2	3	4	5	6
Диаметр образца породы	d, см	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0
Длина образца породы	L, см	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5
Объем воздуха, профильтрованного сквозь образец	V в, см3	3200	3800	4100	3500	3300	3100
Время фильтрации воздуха	τ, с	160	175	220	125	170	155
Динамическая вязкость воздуха при 20ºС	μ возд, мПа∙с	0,018	0,018	0,018	0,018	0,018	0,018
Давление на входе в образец	Рвх∙105, Па	1,7	1,5	2,2	2,1	2,6	2,3
Давление на выходе из образца	Рвых∙105, Па	1,2	1,0	1,6	1,7	2,1	1,8

 

Таблица 2

Наименование	Единицы измерения	Варианты
		1	2	3	4	5	6
Диаметр образца породы	d, см	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0
Длина образца породы	L, см	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5
Объем нефти, профильтрованной сквозь образец	V н, см3	150	132	181	150	166	180
Время фильтрации нефти	τ, с	51	48	74	87	56	84
Динамическая вязкость нефти	μ неф, мПа∙с	9,6	7,6	8,6	7,1	5,9	7,7
Давление на входе в образец	Рвх∙105, Па	2,2	1,5	1,9	2,6	1,6	1,7
Давление на выходе из образца	Рвых∙105, Па	1,6	1,0	1,3	2,1	1,1	1,2

 

Таблица 3

Наименование	Единицы измерения	Варианты
		1	2	3	4	5	6
Абсолютная проницаемость	k, мкм2	2,31	2,95	2,71	3,32	3,47	4,11
Динамическая вязкость нефти	μ неф, мПа∙с	2,71	2,45	4,75	4,31	3,65	4,17
Динамическая вязкость воды	μ вод, мПа∙с	1,07	1,14	1,03	1,09	1,13	1,04
Коэффициент водонасыщенности	S в, %	47	54	35	35	67	38

k _прОв и k _прОн определять по графикам через водонасыщенность (= х /100).