2. Адсорбционная вода;

Она удерживается на поверхности скелета силами молекулярного взаимодействия между породой (твёрдой фазой) и жидкостью. Такая вода могла сформироваться в период донефтяной залежи.

Т.к. количество адсорбционной воды пропорционально удельной поверхности, то можно сделать заключение, что чем больше удельная поверхность, тем больше адсорбционно-связанной воды.

SiО₂

SiО₂

Свойства этого типа воды сильно отличаются от свойств свободной воды. Так, например, для адсорбционно-связанной воды наблюдается аномальная вязкость.

3. Плёночная вода;

Если порода представлена гидрофильными минералами (а таких минералов большинство, например, кварц, полевые шпаты), то образуется плёнка воды на поверхности минералов при отсутствии адсорбционной воды.

Количество плёночной воды зависит от доли поверхности, занятой плёнкой, и контролируется удельной поверхностью.

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.