При обводнении относительная проницаемость для нефти А"пр.н
резко уменьшается до нуля при значительной величине остаточной
нефтенасыщенности, а относительная проницаемость для водной
фазы резко увеличивается почти до единицы.
Следует отметить, что эффективность применения при разработке
методов повышения нефтеотдачи, особенно физико-химических,
зависит от того, насколько ими удается уменьшить величину
остаточной нефтенасыщенности, при которой фазовая проницаемость
для нефти становится равной нулю.
4.4. Геологическая неоднородность объектов разработки
Геологическая неоднородность - одна из важнейших характеристик
пород-коллекторов. Ее изучение позволяет уточнить геологическую
модель пласта, залежи или объекта разработки. Необходимость
введения понятия геологической неоднородности возникла в начале
60-х годов ввиду того, что проектные показатели разработки,
полученные с помощью гидродинамических моделей, отличались
от фактических.
Проведение анализа разработки, выбор методов повышения
нефтеотдачи и другие мероприятия с нефтяным объектом
невозможны без знания его геологической неоднородности.
Следует отметить, что в специальной литературе часто
применяется подразделение геологической неоднородности на
микронеоднородность и макронеоднородность. При этом
характеристики микронеоднородности соответствуют
рассматриваемому ниже первому структурному уровню, а
макронеоднородность - остальным трем структурным уровням.
При системно-структурном анализе геологическую
неоднородность следует рассматривать на различных
иерархических уровнях. При выделении иерархических структур
терригенных нефтяных пластов будем придерживаться системы,
состоящей из четырех структурных уровней (рис. 18):
I - уровень элементарного объема породы с оценкой минерального
состава скелета и количества цементирующего вещества;
II - уровень геологических тел, сложенных единым
литологическим типом пород, в данном случае уровень песчаных
пропластков;
III - уровень геологических тел, представляющих систему
гидродинамически связанных пропластков;
-86-