Водо-, нефте- и газонасыщенность пород
Эти свойства характеризуются соответствующими коэффициентами:
Коэффициент водонасыщенности – Sв=Vв/Vпор
Vв – объем воды
Vпор. – объем пор.
Вычисляется по формуле, в которую входят результаты лабораторных исследований пород.
Sв=Vвρп/n·p1
Vв-объем воды, отогнанной при экстрагировании, см3
ρп-плотность породы (объемный вес скелета вместе с порами), г/см3
n – коэффициент пористости;
p1 – вес образца после экстрагирования и сушки, г
Коэффициент нефтенасыщенности – Sн=Vн/Vпор
Sн=Vнρп/n·p1;
Vн = 1/ρн(p- p1-Vв ρв)
где, р – вес образца до экстрагирования, г;
ρн – плотность нефти, г/см3
ρв – плотность воды, отогнанной из образца экстрагированной породы, при
температуре опыта, г/см3.
Коэффициент газонасыщенности – Sг= Vг/Vпор
Sг=1-( Sв- Sн)
Водо-, нефте и газонасыщенность определяется также геофизическими методами, например БКЗ, но это приближенно.
По коэффициенту водонасыщенности можно рассчитать коэффициент нефтеотдачи:
η= Sо.в.- Sв./100 - Sв
Sо.в – общая водонасыщенность пласта, %
Sв – коэффициент водонасыщенности, %
Более точным является метод определения нефтеотдачи, основанный на использовании данных эксплуатации месторождения:
η= Q1/Q2
Q1 – количество добытой нефти с начала разработки, Т
Q2 – первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта, Т
Q2 = F·h·n·S н ρ н 1/b,
где F – площадь заводненной части пласта заключается между начальным и текущим контурами нефтеносности.
h – средняя мощность заводненной части пласта ∑Fh/∑F, м
n – средняя пористость в заводненной части пласта
S н – коэффициент нефтенасыщенности
ρ н – плотность нефти, τ/м3
b – объемный коэффициент нефти
Дата добавления: 2015-09-11; просмотров: 2436;