обто майже в 2 рази менше. Отже, для перекладу результатів лабораторних вимірювань до умов нафтового пласта необхідно вводити поправочний множник. У першому наближенні його значення становить близько 0,5.
Капілярні бар'єри другого роду. Капілярний бар'єр другого роду виникає внаслідок мінливості в часі міжфазного натягу. Міжфазне натяг на контакті води і нафти є вельми чутливою функцією температури і збільшується при її зниженні, викликаючи тим самим підвищення капілярного тиску. Наслідком зниження пластової температури і пов'язаного з цим підвищення капілярних тисків на ВНК може з'явитися ситуація, що запобігає проникнення нафти через водонасичені породи, які в колишніх геотермических умовах характеризувалися задовільною для вуглеводнів проникністю. При цьому відбуваються після зниження пластових температур неотектонические деформації нафтогазоносних пластів вже не можуть викликати перетоки нафти згідно з принципом сполучених посудин, оскільки поклади вуглеводнів стабілізовані на ділянках первісного нефтегазонакопления, тобто на ділянках, які вони займали до зниження пластових температур. Очевидно, що в основному за рахунок збільшених міжфазних натягів будуть позбавлені здатності до перетокам нафти і газу поклади, що знаходяться в колекторах з низькими фільтраційними властивостями.
За даними Ш.К. Гіматудінова та ін., Міжфазне натяг при зниженні температури від 120 ° С до 70 ° С у системі «газ-вода» практично подвоюється, що тягне за собою і відповідне збільшення капілярного тиску в поровой середовищі.
За даними І.І.Нестерова та ін., зниження пластових температур за період від палеогенового до четвертинного на півночі Західного Сибіру склало до 50 ° С. У широтному Приобье в юрських і неокомских відкладеннях за даними цих же дослідників пластові температури знизилися на 30-35 ° С. У результаті поклади нафти і газу були стабілізовані на ділянках первісного нефтегазонакопления, і відбуваються надалі неотектонические деформації не могли викликати перетоків вуглеводнів згідно з принципом сполучених посудин.
Синхронно охолодженню нафтогазоносні області Західного Сибіру випробували активні неотектонические перетворення. У цей період відбувалася деформація або повне розформування окремих локальних підняттів і виникнення нових. За даними І.П. Варламова (1983) розмах неотектонічних рухів на півночі Західного Сибіру досягав декількох сотень метрів. У широтному Приобье він вимірюється від десятків до сотні метрів.
Таким чином, положення контуру поклади може бути встановлено шляхом палеоструктурного аналізу в поєднанні з даними випробування свердловин. При прогнозуванні положення контурів нафтогазоносності, ВНК і ГВК геологи, в основному, спираються на сучасну структуру продуктивних пластів, що нерідко призводить до суттєвих помилок, зокрема, при визначенні площі поклади. За свідченням Ф.З. Хафизова (1991), в Західному Сибіру 47% помилок при підрахунку перспективних ресурсів УВ виникає внаслідок невірного визначення площі поклади, тобто її контуру. Слід зазначити, що на зв'язок сучасного становища ВНК з неотектонічними рухами Західного Сибіру вказувалося раніше, але стабілізуюча роль зрослих капілярних тисків при цьому не розглядалася.
Виключно складний характер заповнення антиклінальних пасток в нафтогазоносних резервуарах, підданих зниженню пластових температур і активної неотектоніка, відомий на багатьох родовищах півночі Західного Сибіру і широтного Пріобья. Очевидно, що розвідка таких родовищ на основі тільки принципів антиклінальні-гравітаційної концепції навряд чи може виявитися високоефективною.
Відомо, що головні закономірності та особливості розподілу температур в нафтогазоносних резервуарах визначають щільність теплового потоку і її зміна в часі. Великий вплив на температурний режим нафтогазоносних товщ надають варіації клімату, що визначаються мінливістю інтенсивності сонячної радіації. Ослаблення щільності теплового потоку в поєднанні з похолоданням клімату в неотектонічних етап геологічного розвитку зумовили помітне охолодження осадових порід у межах багатьох нафтогазоносних областей і особливо в північних районах Західного Сибіру. Найбільше охолодження випробували нафтогазоносні резервуари, що перебувають в областях поширення багаторічної мерзлоти, яка, зокрема, покриває північну половину Західно-Сибірської рівнини.
Формування товщ многолетнемерзлих порід пов'язують з похолоданням на початку плейстоцену, тобто близько 3 млн. років тому. Багато дослідників вважають, що саме тоді почали утворюватися льодовикові щити Північної півкулі. На початку іртишських часу, тобто близько 2,5 млн. років тому, клімат стає близьким сучасному. З цього часу нафтогазоносні резервуари перебували під практично безперервним охолоджуючим дією криолитозони. За розрахунковими даними, охолоджувал...
