ої водонасиченому, де вода присутня у вигляді тонких сорбованих поверхнею плівок, а в нижній частині міститься також в порових каналах, в яких капілярні сили значно перевершують гравітаційні. Усередині зони залишкової водонасиченому вгору по пласту відбувається зменшення капілярно утриманої води, оскільки гравітаційні сили продовжують рости і нафту заповнює канали все меншого радіусу. У хороших колекторів з невеликою кількістю зв'язаної води у верхніх частинах поклади можлива гідрофобізація поверхні пір і подальше зменшення пов'язаної і капілярної води з цієї причини.
Таким чином, на якийсь висоті водосодержание приймає мінімальне значення і властивості пласта стабілізуються. Тому верхню частину зони залишкової води часто називають зоною стабілізації. Зоні стабілізації відповідає незмінне мінімальна кількість залишкової пластової води До під min. Відзначимо, що, якщо нафтової пласт має невелику потужність, зона стабілізації та граничного нефтенасищенних може бути відсутнім або переміщатися в газонасичених частина поклади.
У разі литологически неоднорідних продуктивних пластів, представлених чергуванням шарів, наростаюча нефтенасищенность вгору по пласту необов'язкова. Вона може зменшуватися і знову зростати стрибком відповідно структурі порового простору і поверхневим властивостям порід. На контактах шарів капілярні сили не відчувають стрибка, стрибком змінюється їх водонасиченість. У пласті великої потужності можна спостерігати повну зміну зон нефтенасищенності (рис. 3.2). При скороченні товщини пласта спостерігаються тільки деякі з можливих зон нефтенасищенності згідно гіпсометричним рівню залягання пласта над абсолютним ВНК.
Названі вище зони водо-і нефтенасищенності є також зонами різних фазових проницаемостей по воді і нафти, і, таким чином, визначити межі зон можна по кривих фазових проницаемостей.
3.1.1 Відносні фазові проникності і розвиток обводнення припливу
Відомі два уявлення про механізм спільного течії пластових флюїдів в пористому середовищі. Відповідно до першого, при перебігу двох змішуються фаз частина найбільш тонких порових каналів і кути великих пір зайняті смачивающей пластової водою, а по іншим каналам може відбуватися незалежне струйное рух несмачіваемих і змочувального флюїдів. Кількість рухаються флюїдів в кожен момент визначається величиною водо-нефтенасищенності і проникністю середовища для цих флюїдів. З ростом насиченості породи однією фазою збільшується частка каналів, що забезпечують рух цієї фази, і зменшується частка каналів для іншої [6].
При наявності в порах колектора трьох фаз (газу, нафти і води) принцип їх розподілу подібний з двофазної системою. Вода повністю займає пори найменшого розміру, кути пір і у вигляді тонкої переривчастою плівки змочує інші пори. Нафта займає більші пори, а газ - центральні ділянки найбільш великих, зайнятих нафтою, і з водою практично не контактує. Описане вище уявлення про плин несмешивающихся флюїдів дозволяє використовувати інформацію про розподіл пор за розмірами для оцінки динаміки фазових проницаемостей.
Існує три способи вивчення гідродинамічних характеристик колекторів. Перший, найбільш пріоритетний і дорогий - спеціальні дослідження в свердловинах. Він дає інтегральні характеристики пласта або його частини і залежить від умов їх розтину. Другий спосіб - фі...
