Состояние переходных зон. Адсорбция, десорбция.

Водо-нефтяной контакт в пласте представляет собой различной мощности переходную зону от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами. Последние находятся в сложной зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых жидкостей. Большое многообразие свойств пород обусловливает значительные изменения мощности переходной зоны в одной и той же залежи. В песчаниках высокой отсортированностью зерен, мощность переходной зоны не превышает нескольких десятков, сантиметров. В мелкозернистых песчаниках с плохо отсортированными

зернами ее мощность достигает 6—8 м.

Состояние свободной и связанной воды и нефти в переходной зоне также определяется свойствами всех фаз системы и степенью

водонефтенасыщенности пород.

Для оценки величины и строения переходной зоны, кроме геофизических методов, иногда используют экспериментальные усред-

ненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления (рис. V.7), полученные путем вытеснения воды нефтью. По этим зависимостям можно приближенно определить распределение нефти

и воды по вертикали, а также среднюю водонасыщенность переход-

ной зоны пласта. При этом предполагают, что под действием капиллярных сил вода в поровых каналах пласта проникла до высоты,

на которой капиллярное давление уравновесилось гидростатическим

столбом воды, т. е. справедливо соотношение

где рк — капиллярное давление;

Рв и Рн — соответственно плотности пластовой воды и нефти;

g — ускорение силы тяжести;

h — высота над уровнем 100%-ного насыщения водой

На газо-нефтяном контакте также имеется переходная зона

от нефтяной до чисто газовой части пласта. Строение этой части

залежи также определяется равновесием гравитационных и капил лярных сил, а также физическими и физико-химическими свой-

ствами системы нефть — порода — газ.

Если не учитывать влияние третьей фазы (остаточной воды),

то уравнения, аналогичные (V.8) и (V.9), можно использовать для

приближенной оценки распределения нефти и газа в переходной

зоне. Следует, однако, учитывать, что фактический характер рас-

пределения нефти и газа осложняется присутствием остаточной воды.

Капиллярный подъем жидкости в условиях трехфазной системы

недостаточно исследован. Из уравнения (V.9) все же следует, что

высота переходной зоны нефть — газ должна быть меньше высоты

водо-нефтяной переходной зоны, так как разница плотностей между

нефтью и газом больше, чем между водой и нефтью, а поверхностное

натяжение нефти на границе с водой и на границе с газом могут

быть близкими по значению.