Сквозь образец пористой среды происходит фильтрация нефти и воды. Определить относительные проницаемости образца для. 2

Сквозь образец пористой среды происходит фильтрация нефти и воды. Определить относительные проницаемости образца для фильтрующихся жидкостей и водонефтяной фактор. Наименование 1. Абсолютная проницаемость, k, мкм2 3,32 2. Динамическая вязкость нефти, μн,, мПа∙с 4,31 3. Динамическая вязкость воды, μв, мПа∙с 1,09 4. Коэффициент водонасыщенности, Sв, % 67

1) Относительная проницаемость для нефти kн' и воды kв' при водонасыщенности Sв= 67% определяется по зависимости относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства, полученной экспериментально для данного образца породы (рис . 1).
Таким образом, для нефти kн' = 0,12, для воды kв' = 0,27.
Рис. 1. Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства
2) Фазовые проницаемости составят:
для нефти:
kн=kн'∙k
kн = 0,12 ∙ 3,32= 0,398 мкм2
для воды:
kв=kв'∙k
kв = 0,27 ∙ 3,32 = 0,896 мкм2
3) Водонефтяной фактор в процессе течения определим из закона Дарси:
QвQн=kвF∙∆Pμв∙LkнF∙∆Pμн∙L=kвμнkнμв
QвQн=0,896∙4,310,398∙1,09=8,902
Расчёт средней проницаемости пласта при горизонтально-линейной фильтрации для изолированных зон

. 1).
Таким образом, для нефти kн' = 0,12, для воды kв' = 0,27.
Рис. 1. Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства
2) Фазовые проницаемости составят:
для нефти:
kн=kн'∙k
kн = 0,12 ∙ 3,32= 0,398 мкм2
для воды:
kв=kв'∙k
kв = 0,27 ∙ 3,32 = 0,896 мкм2
3) Водонефтяной фактор в процессе течения определим из закона Дарси:
QвQн=kвF∙∆Pμв∙LkнF∙∆Pμн∙L=kвμнkнμв
QвQн=0,896∙4,310,398∙1,09=8,902
Расчёт средней проницаемости пласта при горизонтально-линейной фильтрации для изолированных зон