е узгоджується з антиклинальной структурою, геологи часто змушені на догоду антиклинальной концепції постачати модель поклади проблематичними розломами, зонами заміщення пласта-колектора та іншими екранами, що не підтвердженими даними буріння і сейсморозвідки. При цьому основну причину цих відхилень, тобто різні капілярні ефекти, що у поровой середовищі на кордоні води, нафти і газу, як правило, не враховують. Але, як відомо, будь-яка теорія хороша до тих пір, поки вона задовільно і без насильства пояснює спостережувані факти.
Деякі шляхи використання даних про капілярних властивості природних нафтогазоносних резервуарів при вирішенні пошуково-розвідувальних і промислових завдань показані в роботах М.Т. Аббасова, Д. Амікс та ін., Р. Берга, Ю.Я. Большакова, Ю.П. Гатенберг, Ш.К. Гіматудінова, А.Є. Гуревича, Д. Дженінгса, Н.А. Єременко, Ю.В. Желтова, А.А. Карцева, Ж. Коллінза, А.Е. Конторовича, Ф. Крейга, М.М. Кусакова, Л.В. Лютін, М. Мунна, А.Ю. Наміота, Р.С. Сахібгареева, А.А. Ханіна, Р. Чепмена, І.М. Еланского та ін.
Основними параметрами, що визначають дію капілярних ефектів на розподіл в природних резервуарах води, нафти і газу, є поверхнево-молекулярні властивості твердої фази, тобто змочуваність породи-колектора і капілярний тиск. Змочуваність визначає спрямованість дії капілярних сил, а капілярний тиск являє собою основну силу опору міграції або фільтрації нафти і газу в поровом пласті.
Згідно фундаментальному закону Юнга-Лапласа, капілярний тиск (Pk) при наявності в пористому середовищі двох змішуються фаз, пропорційно добутку міжфазного натягу (?) на кривизну міжфазної поверхні ():
Pk? ±?
Таким чином, капілярний тиск являє собою функцію двох змінних величин - міжфазного натягу і кривизни міжфазної поверхні. У свою чергу кривизна міжфазної поверхні істотно визначається радіусом порового каналу. Капілярний тиск системи нафту (газ) - вода визначається як різниця тисків у нафтовий (газової) і водної фазах:
Pk=Pн (г) -Pв
Залежно від характеру змочуваності твердої фази капілярний тиск може бути позитивним чи негативним. Так в гідрофільній поровой середовищі капілярний тиск на кордоні нафти (газу) і води є позитивним. У гідрофобному колекторі воно негативне. Відповідно до властивості рідин і газів мимовільно приймати положення і форму, при яких їх капілярна енергія досягає мінімального значення, в гідрофільній колекторі нафті і газу енергетично вигідніше займати відносно великі пори, а воді - дрібні. Зворотне розподіл води і вуглеводнів відбувається в гідрофобному колекторі.
Ю.Я.Большаковим було розглянуто взаємодію капілярних і гравітаційних сил при формуванні покладів нафти і газу. У результаті був виділений тип нетрадиційних капілярно-екранованих покладів нафти і газу, підрозділи на три класи: гідрофільний, гідрофобний і змішаний, гідрофільно-гідрофобний. Також були намічені шляхи їх пошуків. Однак, будь поклад нафти або газу, в тому числі і поклад класичного антиклінальні типу, знаходиться в сфері дії капілярних і гравітаційних сил, оскільки міститься в поровой багатофазної середовищі, схильною гравітаційному впливу. Тому при моделюванні покладів нафти чи газу будь-якого типу з метою їх розвідки або розробки облік капілярних характеристик природного нафтогазоносного резервуара є досить корисним.
2.2 Два роду капілярних бар'єрів, що акумулюють вуглеводні
На підставі того, що капілярний тиск є функцією міжфазного натягу і кривизни міжфазної поверхні, яка визначається, насамперед, радіусом порового каналу, виділені два роду капілярних бар'єрів. Капілярний бар'єр першого роду виникає на стиках разнопорових фацій, тобто визначається микронеоднородностей пластів-колекторів. Оскільки породи-колектори повсюдно неоднорідні, присутність капілярних бар'єрів цього роду можливо в будь-якому нафтогазоносній пласті, де вони відіграють істотну роль як при нефтегазонакопленія в природній пастці, так і при витяганні нафти в процесі розробки родовища.
Капілярні бар'єри першого роду. Способи визначення капілярного тиску були відомі в нафтовій промисловості протягом останніх шістдесяти років. Дані про капілярне тиску зазвичай отримують шляхом вивчення процесу витіснення зі зразка породи одного флюїду іншим і представляють у вигляді залежності тиску від ступеня насиченості зразка тим чи іншим флюїдом.
У силу мікронеоднорідності порід колекторів діапазон зміни капілярних тисків у поровом просторі кожного зразка породи-колектора в залежності від його насиченості витісняється і витісняючим флюїдами досить широкий і може досягати декількох сотень кілопаскалей, що ускладнює можливість картування цього параметра. Однак, кожну криву капілярного тиску можна охарактеризувати щонайменше трьома величинами цього параметра, кожна з яких має є...
