Расчет коэффициента относительной проницаемости

1. Относительную проницаемость для нефти kн и воды kв при водонасыщенности Sв = 62 % определим по зависимости относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства, полученной экспериментально для данного образца породы (рис . 1).
Рисунок 1 – Зависимость относительной проницаемости от насыщенности
водой порового пространства
Таким образом, для нефти kн=0,18, для воды kв =0,20.
Фазовая проницаемость для нефти:
kн=kн′∙k (7)
kн=0,18∙1,83=0,329 мкм2.
Фазовая проницаемость для воды:
kв = kв′∙k (8)
kв=0,2∙1,83=0,366 мкм2.
Водонефтяной фактор в процессе течения определяется из закона Дарси:
QвQн=kв∙F∙∆Pμв∙Lkн∙F∙∆Pμн∙L=kв∙μнkн∙μв=0,366∙3,140,329∙1,11=3,15 (9)
Ответ: kн=0,18; kв =0,20; Qв/Qн=3,15.