4. Свободная вода;

Она содержится в участках неоднородности пористой среды и по физическим свойствам не отличается от обычной.

К сожалению, по данным анализа керна дифференцировать эти виды мы не можем.

Состояние остаточной воды определяется и свойствами: её минерализацией, коэффициентом рН и другими параметрами. В тоже время толщина плёнки воды может составлять порядка 50 нм, и по удельной поверхности можно определить, сколько составляет плёночная вода.

Количество остаточной воды зависит от коэффициента проницаемости, причём, чем больше проницаемость, тем меньше остаточной воды.

1gk_пр

S_

График относится к гидрофильным пластам.

Для гидрофобных характер зависимости более сложный. Имеется корреляционная зависимость:

S=А - В1g(k_пр/m)

С адсорбцией тяжёлых компонентов нефти увеличивается гидрофобность пластов, и зависимость становится ещё более сложной.

Когда керн поднимается на поверхность, пластовое давление падает до одной атмосферы, а это приводит к тому, что из нефти выпадают тяжёлые компоненты и гидрофобизуют пласт, что ещё больше осложняет её оценку, т.е. гидрофобность пластовая или техногенная.

Ещё одной важной составляющей является переходная зона: Н/В; Г/В; Г/Н.

Переходная зона – зона с изменяющейся насыщенностью с полностью нефтенасыщенной до полностью водонасыщенной.

S_ 1 S_в

Переходная зона оказывает огромное влияние. Для примера рассмотрим ситуацию на месторождении Уренгоя: нефти много, но оторочка тонкая, и переходные зоны могут осложнить извлечение нефти из оторочки.

Г Н В

Приближённые оценки ширины переходной зоны можно произвести следующим образом:

Р_к=F_грав  Р_к=gh(_в - _н) 

Высота переходной зоны h определяется по формуле:

h=Р_к/(g(_в - _н))

Если капиллярное давление является функцией насыщенности, т.е. Р_к=f(S), тогда:

h=f(S)/(g(_в - _н))

Переходные зоны в газовых месторождениях больше, чем в нефтяных и зависят от плотности.