льная концепція не враховує дію капілярних сил, що беруть участь як у процесі нефтегазонакопления, так і при витісненні нафти з пласта, і обмежується його морфометричними характеристиками.
Капілярні тиску, як відомо, представляють основну силу опору міграції нафти і газу.
З переходом в останні десятиліття пошуково-розвідувальних робіт на об'єкти, де капілярні ефекти грають набагато більшу роль, ніж у раніше виявлених порівняно крупнопорових об'єктах, успішність пошуково-розвідувальних робіт різко знизилася. Наприклад, на першій стадії пошуково-розвідувальних робіт в Західному Сибіру, ??коли освоювали продуктивні відкладення сеномана, представлені крупнопоровимі, ??нерідко сверхкапіллярнимі, колекторами, ця успішність досягала 60%, що на світовому рівні є досить високим показником. З переходом же на неокомских і юрський нафтогазоносні комплекси, що залягають на великих глибинах, де породи-колектори представлені порівняно мелкопоровимі різницями з високими капілярними тисками, успішність пошуково-розвідувальних робіт в грубому наближенні знизилася відповідно до 30% і 10%.
На малюнку 1.1 представлений графік розподілу капілярних тисків зміщення на кордоні пластових вод і газу в юрських, неокомских і сеноманских піщаних породах північних районів Західного Сибіру. Як випливає з графіка, діапазон зміни значень капілярних тисків у сеномане становить від 0 до 0.2 МПа. Багато зразків охарактеризовані нульовими значеннями цього параметра, що вказує на широке поширення в сеномане порід-колекторів з всерхкапіллярнимі порами. У неокомских піщаних породах капілярні тиску змінюються від 0.2 до 3.5 мПа. Нульові значення відсутні. У юрських відкладеннях, що залягають у північних районах Західного Сибіру на глибинах близько 4000 м., Капілярні тиску змінюються від 0.5 до 3.5 МПа.
Збільшення значень капілярних тисків з глибиною відповідає відомої закономірності погіршення фільтраційних властивостей порових колекторів при зануренні. Однак, у випадках занурення порід-колекторів в умовах без дренування, колекторські властивості порід зберігаються, але підвищується пластовий тиск аж до АВПД. У природних умовах в зонах без дренування при зануренні і, таким чином, при підвищенні гірського (літостатіческого) тиску, пластова вода не може покинути колектор і протидіє гірському тиску. У зв'язку з цим підвищується пластовий тиск до АВПД і зберігаються колекторські властивості; пористість і проникність змінюються несуттєво. При цьому неістотно змінюються і капілярний тиск на контакті пластових вод і вуглеводнів. У зонах з дренуванням, дані про які представлені на рис. 1.1, тобто мають область розвантаження пластових вод, при зануренні і підвищенні гірського тиску вода покидає зону, внаслідок чого радіус пір зменшується, що тягне за собою зменшення проникності і капілярного тиску. Таким чином, стадією збереження колектора в умовах надр можна назвати стадію збереження його в поровом просторі вільного (гравітаційного) флюїду. Ущільнити осадочную породу можна тільки шляхом видалення з неї води або іншого флюїду. Тобто, колекторські властивості порід змінюються тільки в тому випадку, якщо при зануренні або при розробці родовища змінюється співвідношення твердої, рідкої або газової фаз.
Розглянута закономірність зміни капілярних тисків з глибиною на Півночі Західного Сибіру узгоджується зі зміною успішності пошуково-розвідувальних робіт при переході від пошуків і розвідки сеноманских об'єктів до об'єктів неокома і юри.
Таке явище видається цілком природним, оскільки зі збільшенням капілярних тисків будова нафтових і газових покладів ускладнюється, і в розподілі в природних пастках води, нафти і газу спостерігаються всі великі відхилення від принципів антиклінальні-гравітаційної концепції нефтегазонакопления, яка , як відомо, лежить в основі пошуково-розвідувальних робіт і є у геологів-нафтовиків головною робочою гіпотезою.
Також і при розробці нафтових родовищ Західного Сибіру методом заводнення, у порівнянні з Урало-Поволжям, де вперше був у Росії застосований цей метод, кінцева нефтеотдача виявилася в два і більше рази нижче.
Однією з головних причин такого зниження ефективності робіт є неврахування капілярних характеристик природних нафтогазоносних резервуарів, що представляють основний фактор протидіючий витіснення нафти з пласта.
Рис. 1.1. Графік розподілу капілярних тисків початку фільтрації в юрських, неокомских і сеноманских піщаних породах Західного Сибіру
В даний час при складанні проектів як розвідки, так і розробки нафтових і газових покладів в їх геологічної частини обмежуються, як правило, моделями, складеними на основі антиклінальні-гравітаційної концепції нефтегазонакопления. У випадках, коли розподіл нафти чи газу в природному пастці н...
