цес витіснення нафти водою називається вбиранням. Спочатку нефтенасищенность знижується разом зі зміною кривизни кордону розділу «нафта-вода» на суцільний нафтової фазі. Завдяки великій поверхні розділу обидві фази сильно впливають один на одного і на швидкість процесу витіснення нафти водою.
Зі сказаного випливає, що криві фазових проницаемостей за механізмом вбирання і дренування різняться залежно від змочування породи флюїдами і від розподілу пор за розмірами. Відзначимо також, що у разі вбирання процес витіснення повинен залежати від початкової водонасиченому значніше.
При теоретичних розрахунках використовуються криві капілярного тиску, відпрацьовані за механізмом дренування. Але головна особливість розрахунку в тому, що формули виведені для ідеальних флюїдів, які не взаємодіють з твердою фазою. Облік відмінностей їх руху по поровому простору здійснюється через обсяги, в яких воно відбувається.
Коли в пористої середовищі одночасно рухаються кілька флюїдів (фаз), закон Дарсі записується через їх фазові проникності. Якщо знехтувати впливом електричних і магнітних явищ і врахувати тільки силу тяжіння, то спільне лінійне рух води, нафти і газу в напрямку і характеризує наступна система рівнянь [9]:
3.1а
3.1б
3.1в
де - швидкості фільтрації фаз в напрямку;- Їх фазові проникності; g - прискорення сили тяжіння;- Щільності флюїдів;- Градієнт пластового тиску в напрямку;- Кут між напрямком течії і горизонтальним напрямком, який визначається падінням пласта.
Для газової фази впливом сили тяжіння можна знехтувати. У водній фазі електричні заряди відносно швидко розсіюються, на відміну від нафти, що містить полярні компоненти (асфальт, парафін). Впливом електричних сил на рух нафти також зазвичай нехтують, але вони можуть викликати небажану осадження парафіну і таким чином впливати на процес відбору нафти [9].
Для порівняння рухливості флюїдів при їх одночасної фільтрації через поровий простір введений також коефіцієнт рухливості М, рівний відношенню подвижностей фаз. Наприклад, для води і нафти [Уолкотт, 2001]:
3.2
При розробці родовищ ставлення видобувається зі свердловини нафти і води оцінюється за їх поточних обсягів q=V t, приведеним до наземних умов. Це відношення називають водонефтяного фактором (ВНФ). Між водонефтяного фактором і коефіцієнтом рухливості існує просте співвідношення:
3.3
де qi - витрата флюїдів за законом Дарсі, B i - об'ємні фактори флюїдів.
Значення М> 1 означає, що вода має перевагу в потоці, тоді як при М < 1 нафту є домінуючою фазою, фронт заводнення стійкий і поширюється на великі відстані. Коли М> 1, потік нестійкий, вода утворює мови обводнення в напрямку видобувних свердловин. Чим більше М, тим імовірніше освіту мов обводнення за рахунок різниці вязкостей фаз.
Кількісно розвиток обводнення потоку в процесі розробки при фронтальному витісненні нафти або газу пластової водою описує функція Лаві-ретта - залежність частки води в потоці від водонасиченому колектора (пласта). Для ізотропного пласта вона дорівнює:
3.4
