ьне вплив четвертинних похолодань на території Західного Сибіру проникло в осадовий чохол до глибин 3-4 км. За відомостями І.І.Нестерова та ін., Сумарний вплив охолоджуючих факторів в Західно-Сибірському басейні призвело до зниження пластових температур на 30 ° С по всьому розрізу осадового чохла, на півдні басейну в покрівлі сеномана - на 25-30 ° С, в підошві осадового чохла - на 18-25 ° С. На Крайній Півночі Західного Сибіру охолодження осадових порід склало від 30 ° до 50 ° С. Таким чином істотне зниження пластових температур у поєднанні з активними неотектонічними процесами на півночі Західного Сибіру призвели до суттєвих відхилень у розподілі в деформованих Неотектоника антиклінальних пастках води, нафти і газу від принципів антиклінальні-гравітаційної концепції нефтегазонакопления, що істотно ускладнює їх розвідку, засновану на традиційних принципах.
У породах колекторах сеноманського віку, які характеризуються великими, іноді сверхкапіллярнимі розмірами пор, стабілізація покладів внаслідок зниження пластових температур менш імовірна. Тому відповідність в положенні поклади вуглеводнів сучасній структурі пласта згідно антиклінальні-гравітаційної концепції спостерігається досить часто. Тобто, при нетектонічні деформаціях структурних палеоловушек вуглеводні в сверхкапіллярних колекторах сеномана могли переміщатися і займати положення відповідне новій формі антиклинальной пастки.
Для середньо- і мелкопорових порід і неокомских відкладень Західного Сибіру відсутність відповідності між формою поклади і сучасною структурою продуктивного пласта явище дуже поширене, хоча в цих випадках структурний контроль не виключається. Його дія просто в тій чи іншій мірі обмежується, а ці обмеження компенсуються дією капілярних сил.
У зв'язку з повсюдною микронеоднородностей порід-колекторів стає очевидним, що в реальних умовах надр, які зазнали зниження температур, можуть бути присутніми нафтові та газові скупчення, що знаходяться під спільним контролем капілярних бар'єрів другого і першого роду в поєднанні з контролюючим дією структури продуктивного пласта.
2.3 ОЦІНКА геолого-промислових ХАРАКТЕРИСТИК покладів нафти НА ОСНОВІ ЇХ КАПІЛЯРНИХ і капілярного-гравітаційного МОДЕЛЕЙ
Оскільки природні нафтогазоносні резервуари являють собою порові багатофазні системи, то на розподіл в їх ємнісному просторі води, нафти і газу, а також на витяг цих флюїдів з надр, істотний вплив роблять різні капілярні ефекти. Як писав А.А. Ханін, посилаючись на Л.В. Лютін: «Якби капілярні ефекти були відсутні, то витіснення нафти з пористої середовища відбувалося б повністю».
Значні втрати нафти пов'язані з неврахуванням капілярних характеристик природних нафтогазоносних резервуарів при визначенні системи розробки нафтових родовищ традиційним методом заводнення.
Застосування методу заводнення на нафтопромислах світу в гідрофільних колекторах, що містять поклади нескладного будови, забезпечило високу ефективність розробки родовищ при відносній простоті здійснення процесу нагнітання води в пласт і при практично повсюдної доступності цього витісняє агента. Підказала метод сама природа, коли в 1865 р на родовищі Пішхоуел Сіті в Пенсільванії під час дощу вода заповнила затрубний простір деяких свердловин (у той час свердловини НЕ цементувати), що створило репресію на пласт, і в деяких свердловинах підвищилися дебіти нафти. Цілеспрямовано перший майданні заводнення застосували в 1924 р на родовищі Бредфорд в США. У Росії цей метод вперше був застосований в 1948-1951 р.р. на Туймазінському і Ромашкінська родовищах, відкритих в Волго-Уральському нафтогазоносній басейні. При цьому поточна нефтеотдача досягала 60%.
Слід зазначити, що в Урало-Поволжя продуктивні піщані породи девону і карбону представлені мономинеральной кварцовими пісковиками з високим ступенем гідрофільності. Кварц є високогідрофільние мінералом і концентрація його в породі істотно визначає її змочувальні властивості. Однак, в ті часи питань смачиваемости при складанні проектів розробки нафтових родовищ практично не приділяли достатньої уваги. У 60-х роках минулого сторіччя метод заводнення почали застосовувати в Західному Сибіру, ??де нефтеотдача, залежно від геолого-фізичних умов, складає на сьогоднішній день від 10% до 40%, тобто до 90% нафти залишається в надрах.
Згідно, при всій розмаїтості характеру нефтеізвлеченія в залежності від фізико-геологічних умов в покладах і від історії розробки щонайменше можна виділити три види капілярно-утриманої нафти:
. Розсіяна нафту, що знаходиться у вигляді окремих крапель в порах або у вигляді плівки, огортає поверхню твердої фази. Ця нафта являє фон, на якому виділяються крупніші цілики залишкової нафти. Існуючими методами розробки такий вид капілярно-ут...
