исоким ступенем гідрофільності, як, наприклад, на родовищах Урало-Поволжя, досить висока.
Продуктивні породи Західного Сибіру, ??на відміну від мономінеральних кварцових колекторів Урало-Поволжя, представлені поліміктовимі пісковиками, в яких, разом з кварцем, в значній кількості містяться польові шпати, найчастіше в породах присутній карбонатний цемент. Так само, на відміну від палеозойських пісковиків Урало-Поволжя, пісковики Західного Сибіру є більш дрібнозернистими, характеризуються, як правило, більш високими значеннями питомої поверхні і більш високою адсорбційною здатністю. Міра гідрофільності порід-колекторів Західного Сибіру істотно нижче. По-перше, це обумовлено їх речовим складом і, по-друге, більшою схильністю до гідрофобізації шляхом адсорбції розчинених у воді нафтенових кислот та інших полярних компонентів, що містять кисень, сірку і азот, присутніх у нафти. Адсобціонние явища можуть з часом призвести до повної гідрофобізації спочатку гідрофільного колектора. За даними Г.В. Рудакова та ін., Які досліджували поверхнево-молекулярні властивості порід-колекторів деяких нафтових родовищ Західного Сибіру, ??ступінь гідрофобності продуктивних пісковиків на вивчених цими дослідниками п'яти родовищах становить від 53 до 100%.
Найбільш схильні до гідрофобізації в Західному Сибіру піщані породи юрського віку, що володіють спочатку слабким ступенем гідрофільності.
Таким чином в Західному Сибіру поряд з широким розповсюдженням гідрофільних порід-колекторів істотну частку становлять колектора гідрофобного класу.
Якщо при витісненні нафти водою з гідрофільного колектора капілярні, гравітаційні і гідродинамічні сили, створювані системою ППД, діють однонаправлено, то у випадку гідрофобного колектора капілярні сили протидіють гравітаційним. Для передбачення характеру витіснення нафти з гідрофобного колектора може бути використана капілярно-гравітаційна модель поклади. Основою її побудови може бути капілярно-гравітаційне відношення (КГО). Експериментальні дані свідчать про те, що витіснення нафти відбувається тим швидше, чим нижче значення цього параметра.
Капілярні сили будуть великі, якщо розміри пор малі, тоді як гравітаційні сили зростають зі збільшенням висоти поклади. Різниця густин пластової води і нафти створюють гравітаційну силу. Для цілей картування величина гравітаційних сил (Рг) в кожній точці нафтового скупчення практично може бути визначена по перевищенню над рівнем водо-нафтового контакту (h) і різниці щільності пластової води і нафти (??):
Рг =? ? * h
У разі колектора переважно гідрофільного диференціація поклади нафти по промисловим характеристикам може бути здійснена шляхом складання картки не КМО, а карти тільки капілярного тиску початку фільтрації.
Слід зазначити, що серед фахівців існує думка, що нагнітається в пласт вода як в гідрофільній, так і в гідрофобному колекторі переважніше просувається по відносно крупнопоровим каналах, витісняючи з них нафту. Значною мірою таке подання сформувалося на основі даних лабораторного вивчення процесу витіснення нафти водою із зразків керна, а також даних дослідження пріскважінной ділянок нагнітальних свердловин. Однак, в лабораторних умовах, по-перше, витіснення нафти відбувається при такій швидкості, що не може проявитися природна змочуваність гірської породи, що має місце в реальних умовах надр. По-друге, на відміну від умов пласта, ступінь свободи у води, що нагнітається в керн, обмежена стінками кернодержателя і вона просувається від торця до торця зразка, що не відповідає реальним умовам надр.
У пріскважінной же зонах на лінії нагнітання за рахунок високих репресій виникають найчастіше турбулентні потоки, число Рейнольдца «зашкалює». Тому характер течії рідини в прискважинной зоні повинен різко відрізнятися від течії води і нафти на віддаленому межскважинном просторі.
Оскільки в гідрофільній колекторі воді енергетично вигідно займати відносно мелкопоровие різниці, охарактеризовані високими значеннями капілярних тисків, то нагнітається на таких ділянках в пласт вода в віддаленому межскважинном просторі не може надходити в крупнопоровие різниці і витісняти з них нафту. Для вступу в великі пори воді необхідно буде подолати капілярний тиск. Вона буде просуватися по шляху найменшого опору, тобто по відносно дрібним порам, при цьому взагалі може мігрувати за межі контуру нафтоносності. Відсутність на ряді нафтових промислів Західного Сибіру балансу між кількістю нагнітається в продуктивний пласт води і кількістю видобувається рідини може свідчити про справедливість зробленого припущення. Слід зазначити, що в розглянутому випадку за фронтом витіснення в межскважинном просторі залишаються обсяги найбільш рухомий нафти, що визначають найбільш активні її запаси. <...
