3. Понятие об остаточ.Воде.

Первоначально прод-е пласты были заполнены пл водой, затем в процессе миграции НиГ, имея меньшую плотность, вытесняли воду и занимали повышенные участки пласта (принцип дифференциального улавливания). Часть этой воды оказалась прочно связанной с минеральной матрицей г.п. в виде: пленки или в капельном состоянии в неэфф. изолир. пустотах. Эта вода носит название остаточной. Силы, связыв-шие ост.воду с минер.скелетом породы(молек.-пов./капиллярные) таковы, что извлечь эту воду невозможно. Связанной воды в коллекторе м.б, до 70%. ее кол-во опред-ся внутр. факторами( напр., размерами пустот). Установлены след. факты: чем менше прониц-ть, тем больше остаточ. нефтенасыщ-сть; в терриг. кол-рах связ. воды больше, чем в карб; с увеличением в кол-ре глинист. частиц увелич-ся кол-во связ. воды. Наличие остат. воды в кол-ре оказ-ет существ. влияние на процесс вытеснения нефти. Минер. скелет породы имеет разную смачиваемость, в связи с этим остат. вода по-разному реаг-ет с гп.: если вода покрывает всю внутр пов-ть пустот, то такой коллектор наз гидрофильным. Гидрофильность – это св-во поверх-х частиц породы лучше смачиваться водой, чем нефтью при наличии в пласте обеих фаз. Процесс вытес-я в таких колл-х идет успешнее, поскольку Н скользит по пленке В, выстилающей пов-ть пор. Кол-р считается гидрофильным, если Кв>10%. Гидрофобный. Гидрофобность – св-во частиц пов-ти породы лучше смачиваться Н, чем В при наличии обеих фаз. При соприкосновении Н с такой породой происходят процессы адсорбции – хим взаимодействие ПАВ Н с поверхностью минералов. Кол-р считается гидрофобным, если Кв<10%. Процесс извлечения Н из таких кол-ов затруднен. Коэф-т извлечения нефти значительно ниже вследствие потерь Н в пласте (ГП смачивается Н, кот-я прочно удерживается молек-ми силами на пове-ти мин-в и не м.б. извлечена).

Vост воды в поровом пространстве коллектора позволяет опр-ть коэф-т в/нас. К_в – это отношение V ост воды в открытых порах к V отк пор.

Кв+Кн=1 – для нефт залежей; Кв+Кн+Кг=1 – для ГН залежей.

В действительности же, взаиморасположение флюидов в пласте более сложное, поскольку кроме сил гравитации, разделяющих флюиды по плот-ти, в поровом пространстве действуют капиллярные, поверхностно-молекулярные силы, кот-е препятствуют четкому распред-ю флюидов по плот-ти. в связи с этим в разрезе выдел-ся переходные зоны м/у отдельными частями залежи, насыщ. разными флюидами. По хар-ру насыщения выделяют след. границы залежи, связанные с 5 интервалами: 1) газ. шапка, 2) зона перехода от Г к Н, 3) нефт. залежь, 4) зона перехода от Н к В, 5) вода. Мощн-ть перех. зоны зависит от лит. состава кол-ра, его неоднородности, плотности флюидов. В перех. зоне содержание флюидов изменяется от макс. значений до 0 за счет изменения фаз. прониц-сти. Фазовая проницаемость Н и Г в перех. зоне зависит от их объемного колич. соотношения и физ-хим св-в. По фаз. прониц. перех. зона делится на 3 части: нижнюю(содерж воду и неподвижную нефть), среднюю (подв. вода и нефть), верхнюю (подвиж. нефть и неподв. вода).