/P>
Таким чином для запобігання цих втрат нагнітальні свердловини слід розміщувати на ділянках відносно низьких капілярних тисків, які можуть бути виявлені шляхом складання капілярних моделей продуктивних пластів.
При вивченні неоднорідності покладів нафти по промисловим характеристикам, геологи, як правило, обмежуються складанням традиційних карт, таких як зональні карти, карти пористості, проникності, піщанистого, поточних і накопичених відборів, нефтенасищенних товщин та ін. Також на макрорівні за площею поклади виділяють чістонефтяную (ЧНЗ) і Водонефтяной (ВНЗ) зони. Чістонефтяная зона присутній в пластовій поклади, де займає площу, обмежену внутрішнім контуром нафтоносності. Водонефтяная зона в плані відповідає площі поширення водонефтяного контакту. Якщо поклад є масивної або пластової водоплавної, то чістонефтяная зона у них, згідно цієї термінології, відсутня.
Як відомо, по висоті поклад також складається з декількох зон з різною насиченістю порід-колекторів і з різними промисловими характеристиками. Будова і розміри цих зон, розвинених по вертикалі поклади нафти, визначаються фізико-хімічними або капілярними микропроцессами в продуктивних пластах. На цьому мікрорівні по висоті поклади виділяють три товщі:
товща, з якої отримують безводну нафту, тобто чістонефтяная зона (ЧНТ);
перехідна водонефтяная товща (ПВНТ);
зона, що дає 100% води.
Основний є ЧНТ, що дає 100% нафти. Хоча в її межах і є деяка кількість не пов'язаної, гравітаційної води, її фазова проникність істотно нижче проникності нафти. Також і в нижній зоні, з якої отримують 100% води, присутній нафту у вигляді окремих розосереджених глобул в найбільш великих порах, але фазова проникність цієї нафти практично дорівнює нулю. З перехідної зони отримують як нафта, так і воду. На родовищах, приурочених до гідрофобним колекторам, ПВНТ відсутній у зв'язку з тим, що в нефтенасищенних частина пласта вода надійти не може внаслідок протидії капілярних сил. Однак, в числі піщаних колекторів, розвинених в платформних формаціях, превалюють переважно гідрофільні різниці, хоча міра їх гідрофільності і змінюється в широких межах. Тому на родовищах, відкритих в платформних нафтогазоносних областях, перехідні ВНТ часто досягають значних розмірів і містять суттєві запаси нафти. У деяких випадках, зокрема в Західному Сибіру, ??товщина ПВНТ на окремих родовищах становить кілька десятків метрів.
У зв'язку з викладеним, знання про будову ПВНТ мають суттєве значення як для підрахунку запасів нафти, так і для визначення оптимальної системи розробки родовища.
У межах вуглеводневих скупчень насичують продуктивний пласт флюїди розташовуються по висоті згідно взаємодії гравітаційних і капілярних сил. У результаті прояву гравітаційних сил вуглеводні заповнюють верхню частину поклади, а нижче розташовується вода. Дія капілярних сил, що виникають на контакті води і нафти в гідрофільній поровой середовищі, полягає в тому, що вода піднімається вище рівня, відповідного рівня гравітаційного розподілу флюїдів. У результаті в гідрофільній колекторі виникає вельми складна картина розподілу води і нафти по розрізу в області водонафтових контактів цих флюїдів.
Висота капілярного підняття води збільшується при зменшенні радіуса пор породи-колектора, при зменшенні різниці щільності контактуючих фаз, при збільшенні міжфазного натягу на межі останніх і збільшенні ступеня гідрофільності твердої фази. Так формуються перехідні водонефтяние товщі, в межах яких вміст нафти в продуктивному пласті зростає знизу вгору від нуля до межі насичення. У випадку, коли потужність ВНТ перевершує висоту поклади, чістонефтяная товща, з якої отримують 100% нафти, відсутня.
При наявності у поклади перехідної зони виникають певні труднощі при визначенні положення водонефтяного контакту, зокрема, при підрахунку запасів нафти. Зазвичай у таких випадках положення водонефтяного контакту визначають різними шляхами в залежності від наявних даних і концепції, існуючої щодо нефтегазонакопления в даному резервуарі. Наприклад в США, у разі гідрофільного колектора, виділяють економічний і продуктивний (природний) водонефтяние контакти (рис. 3.1).
Економічним контактом називають рівень, на якому вміст нафти в отриманому флюїди економічно доцільно і прийнятно. Зазвичай цей контакт відповідає рівню 50% нефтенасищенних, але він може змінюватися залежно від локальних умов. Продуктивний водонефтяной контакт знаходиться в основі перехідної зони і є тим рівнем, з якого взагалі може бути отримана нафту. Нефтенасищенних на цьому рівні може становити 15-20%.
Рівень, що дає 100% води, знаходиться нижче продуктивного контакту. Однак, тут немає 100% водонасичення. Нефтенасищенность тут зазвичай становить...
