5-10%, але ця нафта розосереджена у вигляді окремих глобул, що знаходяться в найбільш великих порах.
Вивченню перехідною ВНТ присвячені роботи Д. Амікс, Д. Баса, В.Н. Дахнова, А.А. Ханіна, Н.Н. Сохранова та ін.
За свідченням А.А. Ханіна (1969), товщина водо-нафтової зони може бути визначена на основі даних про капілярних тисках за формулою:
, де
Рк - капілярний тиск (кг/см2),
? в та? н - щільності пластової води і нафти (г/см3).
Для цієї мети в грубому наближенні може також бути використана величина капілярного тиску зміщення (тиску початку фільтрації).
Розподіл води і нафти по висоті поклади залежно від капілярних характеристик пласта (Jennigs JB)
2.4 АНАЛІЗ КАПІЛЯРНИХ ТИСКІВ ПЛАСТА П покладів П10
Як приклад аналізу будови поклади нафти на основі капілярних характеристик пласта була розглянута поклад нафти, приурочена до пласту, що знаходиться в межах Лозового родовища. У таблиці наведено дані по проникності і капілярному тиску початку фільтрації однієї ділянки пласта.
номер скважінихуK (мД) Рксм7R18006505,115,184009R175010805,314,873R12501280- - 5R235018305,514,591034196017905,814,181026201018804,316,62102020201950417,271019195019496,413,463K188019515,115,181018185019508,811,37
Дані про капілярних тисках можуть бути використані з метою найбільш оптимального розміщення нагнітальних свердловин.
В даний час в Росії більше 95% видобутку нафти йде з використанням методу заводнення. При цьому середня обводненість видобувних свердловин складає 82%. На деяких родовищах Західного Сибіру, ??наприклад Талінском, відбулося катастрофічно швидке обводнення, і в даний час в видобувається рідини міститься всього лише 5% нафти.
В.П. Гавриловим (2005) розглянуті негативні сторони методу заводнення, що визначають різке зниження коефіцієнта нафтовіддачі. Зокрема, до них відносяться форсований нерегульований відбір флюїдів з продуктивного пласта і шаблонне застосування методу заводнення. В результаті за контуром витіснення залишаються значні обсяги активних запасів нафти.
До одного з видів шаблонного підходу до методу заводнення можна віднести його застосування без урахування поверхнево-молекулярних властивостей порід продуктивних пластів, тобто їх змочуваності.
Відповідно до властивості рідин і газів мимовільно займати положення і форму, при яких їх капілярна енергія досягає мінімального значення, в гідрофільній колекторі нафту займає відносно великі пори, охарактеризовані порівняно низькими значеннями капілярних тисків, а вода - мелкопоровое простір. Нагнітається ж в переважно гідрофобний колектор вода займає відносно крупнопоровие канали або сверхкапіллярние тріщини, по яких швидко проходить до видобувних свердловинах, порушуючи монолітність поклади нафти. Саме таке явище спостерігається при розробці звичайним методом заводнення поклади нафти в шеркалінской свиті Талінского родовища.
За усним повідомленням І.І. Нестерова (2005), на нафтопромислах Західного Сибіру на один кубометр видобутої нафти в середньому припадає близько 7 м3 закачаної в пласт води. Не виключено, що настільки значне перевищення обсягу витісняє агента над видобутком, частково обумовлено відсутністю в проектах розробки капілярно-гравітаційних моделей покладів, на основі яких можна з більшою оптимальністю виробляти розстановку нагнітальних і видобувних свердловин. Оскільки в гідрофільній колекторі воді енергетично вигідно займати відносно мелкопоровое простір, охарактеризоване підвищеними капілярними тисками, то нагнітається на таких ділянках вода не зможе витіснити нафту з ділянок поширення крупнопорових колекторів. Це неможливо так як в цьому випадку воді необхідно подолати капілярний тиск. У результаті нагнітається в пласт вода обійде мелкопоровие ділянки пласта по шляху найменшого опору і, зокрема, може віддалитися за контур нафтоносності. Отже, за фронтом витіснення у відносно крупнопорових різницях порід-колекторів залишаються «цілики» нафти, розміри яких визначаються характером мікронеоднорідності продуктивного пласта.
Таким чином, нагнітальні свердловини для найбільш ефективного витіснення нафти слід розміщувати на ділянках знижених капілярних тисків, а не формально з якої-небудь рівномірної геометричної сітці. Підставою для їх розстановки може бути карта капілярних тисків зміщення (тиску початку фільтрації).
Однак, деякі фахівці з розробки нафтових покладів дотримуються думки про те, що нагнітальні свердловини слід розміщувати на ділянках зниженою проникності охарактеризованих високими значеннями капіл?? Ярних тисків. Тим не менш, слід зазначити, що це суперечить закону природи, який описаний рівнянням Юнга-Лапласа....
