Физика пласта вариант 21. Задача 1 Определение пористости пород коллекторов

• Название: Задача 1 Определение пористости пород коллекторов
• Дата: 24.02.2022
• Размер: 2.04 Mb.
• Имя файла: Физика пласта вариант 21 .docx
• Тип: Задача; #372628
• страница: 1 из 4

Вариант 21

Задача 1.1 Определение пористости пород коллекторов

Определить коэффициент открытой пористости образца породы по данным, приведенным в таблице 1.1 (данные измерений открытой пористости получены весовым методом).

Дано:

Таблица 1.1

Наименование	Значение
1. Вес сухого образца на воздухе Рс, г	19,7
2. Вес на воздухе образца, насыщенного керосином Рк, г	22,2
3. Вес в керосине образца, насыщенного керосином Рк.к, г	12,1
4. Плотность керосинак, кг/м3	686

Найти: m_o

Решение:

1) Определить объем открытых взаимосвязанных пор:

 ,

 .

2)Определить объем образца исследуемой породы:

,

 .

3) Определить коэффициент открытой пористости:

 ,

 или 24,9% .

Задача 2.1 Расчет проницаемости неоднородного пласта

Рассчитать среднюю проницаемость  неоднородного пласта, имеющего i - пропластков, длиной L_i, с проницаемостью k_i для случая горизонтальной фильтрации:

L_i – длина i-го пропластка, м;

k_i – проницаемость i-го пропластка, мД;

N_i – номер пропластков.
Дано:

№ участка	Li, м	ki, мД
1	130	200
2	160	400
3	39	150
4	55	80

Найти: 
Решение:

Средняя проницаемость неоднородного пласта:

 ,
 .

Задача 2.2 Расчет средней проницаемости пласта при линейной фильтрации для изолированных зон

Рассчитать среднюю проницаемость пласта для условий:
Дано:

№ участка	hi, м	ki, мД
1	1,0	150
2	3,3	140
3	4,5	200
4	6,0	300

Найти: 
Решение:

 ,

 .
Задача 2.3 Расчет средней проницаемости пласта при радиальной фильтрации для изолированных зон
Рассчитать среднюю проницаемость неоднородного пласта, состоящего из i – цилиндрических дренируемых, изолированных между собой зон, если радиус скважины – r_с, радиус контура питания – r_к; радиусы дренируемых зон – r_i; с проницаемостью k_i, мД:

r_i – радиусы дренируемых зон, м;

k_i – проницаемость дренируемых зон, мД;

r_с – радиус скважины, см;

r_к – радиус контура питания, м.
Дано:

№ участка	ri, м	ki, мД
1	40	100	rc = 19 см = 0,19 м
2	140	400
3	280	200	rk = 315 м
4	315	130

Найти: 

Решение:
 ,
 .
3. Расчет дебита фильтрующейся жидкости для различных видов пористости
Дан кубик породы размером 10х10х10 см. Определить дебиты (Q₁),(Q₂),(Q₃),(Q₄),(Q₅)при:

1. равномерной субкапиллярнойи неравномерно-проницаемой фильтрациях;

2. равномерной субкапиллярной и трещиноватой фильтрациях

и сравнить их для условий, представленных в таблице 3.1, имеющих следующие обозначения:

k_пр =17 мД = 0,017 Д – проницаемость при субкапиллярной фильтрации;

 = 1,1 спз – вязкость жидкости;

∆Р/L = 0,27 атм/м = 0,0027 атм/см – перепад давления;

N_к = 2 – число капилляров;

D_к = 0,19 мм = 0,019 см – диаметр капилляра;

L_тр = 10 см – длина трещин;

h_тр = 0,28 мм = 0,028 см – высота трещины;

М_тр = 1 – число трещин.
Решение:

1) Дебит жидкости при линейном режиме равномерной фильтрации

 ,

 .

2) Дебит жидкости при неравномерно-проницаемой фильтрации через капилляр:

 ,

 ,

 .

Рассчитаем дебит через этот капилляр:

 ,

 ,


По сравнению с субкапиллярной проницаемостью (k_пр = 17 мД) дебит увеличится при наличии двух таких каналов на 38% (Q₂ / Q₁), а если бы субкапиллярная проницаемость была k_пр = 1 мД, то дебит увеличился бы на 380% (Q₂ / Q₁  k_пр).

3) Дебит при фильтрации через трещину

 ,

 ,

 .

 ,

а суммарный дебит с учетом субкапиллярной фильтрации:

 ,


Сравнивая дебиты Q₄ и Q₁, получим, что наличие общей трещины приводит к увеличению дебита в 1083 раза (4,55/ 0,0042).


Задача 4. Состояние нефтяных газов в пластовых условиях
Для известного состава газа найти коэффициент сжимаемости (z), объем газа в пластовых условиях (V_пл, м³), объемный коэффициент b для пластовых условий (Р_пл = 285 атм; t_пл =49 °С) при первоначальном объеме (V_о =3400 м³). Исходные данные представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1

Компонент, Vi	%
метан (СН4)	87,6
этан (С2H6)	7,7
пропан (C3H8)	3,2
изобутан (i-C4H10)	0,9
н-бутан (n-C4H10)	0,6

Решение:
1) Рассчитываем приведенное давление по формуле:



Для расчета Р_пр и T_пр используем критическое давление и критическую температуру смеси газов. Данные для каждого компонента представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Компонент	Ni, доли	Pкр, атм	Ткр, К	Ni • Pi кр, атм	Ni • Ti кр, К
СН4	0,876	47,32	191	41,45	167,32
С2H6	0,077	49,78	305	3,83	23,49
C3H8	0,032	43,38	370	1,39	11,84
i-C4H10	0,009	38,25	407	0,34	3,66
n-C4H10	0,006	38,74	425	0,23	2,55
				 = 47,24	 = 208,86



2) Рассчитываем приведенную температуру по формуле:



Для расчета T_пр используем критические температуры компонентов Т_{i кр}. Данные для каждого компонента представлены в таблице 4.2.


3) Определяем z по графикам z = f ( P ) при Т = const (рис.4.1), (Оркин К. Г. стр. 90, Гиматудинов Ш.К. стр. 97, Амикс Дж. cтр. 237). Для нашего случая z = 0,88.

4) Объем газа в пластовых условиях определяем, используя закон Бойля–Мариотта:

 ,

 .

5) Объемный коэффициент газа оценивается отношением объемов газа в пластовых условиях к объему при н.у.:

 ,

 .

Задача 5. Растворимость углеводородных газов
Найти зависимости растворимости углеводородных газов в пластовой воде от температуры (t_i) и давления (P_i): _Рt = f (t), _Рt = f (P) при постоянной минерализации (М, %).

Исходные данные представлены в таблице 5.1.
Дано:

t1, 0С	55	Рсоnst, атм 185
t2, 0С	75
t3, 0С	95
Р1, атм	40	tсоnst, ºС 80
Р2, атм	90
Р3, атм	180
М, %	3,1

Решение:
Для оценки растворимости углеводородных газов в пластовой воде пользуемся формулой, предварительно определяем  (рис. 5.1), k (табл. 5.1):

 .

Зависимость растворимости природного газа в пресной воде от температуры при различных давлениях представлена на рис. 5.1.

Поправочный температурный коэффициент k(табл. 5.2) рассчитать методом линейной интерполяции.
При Р_соnst = 185 атм

t₁ = 55 ⁰С; ₁ = 2,6 м³/м³; k₁ = 0,0594;

t₂ = 75 ⁰С; ₂ = 2,43 м³/м³; k₂ = 0,048;

t₃ = 95 ⁰С; ₃ = 2,52 м³/м³; k₃ = 0,0432.

 ;

 ;

 .
При t_соnst = 80 ⁰С

Р₁ = 40 атм; ₁ = 0,77 м³/м³; k₁ = 0,0469;

Р₂ = 90 атм; ₂ = 1,62м³/м³; k₂ = 0,0469;

Р₃ = 180 атм; ₃ = 2,43 м³/м³; k₃ = 0,0469.

 ;

 ;

 .


Рис.5.1. Зависимость растворимости природного газа в пресной воде

от температуры при различных давлениях

Таблица 5.2
Значения поправочных коэффициентов на минерализацию

в зависимости от температуры

Температура, t, оС	Поправочный коэффициент, k, доли ед.	Температура, t, оС	Поправочный коэффициент, k, доли ед.
20	0,0910	72	0,0487
23	0,0882	78	0,0473
28	0,0834	83	0,0462
33	0,0787	88	0,0451
38	0,074	93	0,044
43	0,0697	98	0,0420
48	0,0654	103	0,0401
52	0,062	108	0,0381
58	0,0567	112	0,0365
63	0,0526	117	0,0346
66	0,050	121	0,033

6. Фазовое состояние углеводородных систем