Противоборствующим силовым фактором, который оказывает сопротивление движению нефтяных капель и пузырьков газа в поровом пространстве пород-коллекторов, является капиллярное давление, действующее при протекании глобулы нефти через поровое сужение, смоченное водой (рис. 1). Условие равновесия между плавучестью и капиллярным давлением имеет вид

где g - напряжение на границе раздела нефть - вода;

r_t и r_p - радиусы породных сужений и пор;

z₀ - высота нефтяной капли;

g - ускорение свободного падения; р_w и p₀ ~ плотность воды и нефти.

где m - гидродинамический градиент.

Исходя из изложенного возникает необходимость привлечения еще одной реальной силы, способной осуществлять перенос капельной нефти в пористых пластах с проницаемостью 0,1-0,5 мкм², где эффективный диаметр зерен (для песчаных коллекторов) составляет в среднем 0,1-0,2 мм. В качестве этой силы рассмотрим новый вариант диффузионно-осмотического массопереноса. Анализ процесса начнем с описания утрированной плоской модели матрицы пласта-коллектора (рис. 2). Общий гидравлический поток в объеме пласта-коллектора (проводника) определяет поле сил, направляющих диффузию воднорастворенных компонентов и движение нефти и газа, т.е. является вектором движения в условиях латеральной миграции.

Глобулы нефти и пузырьки газа, занимая реальный физический объем в ячейках порового пространства коллекторов, вытесняют эквивалентный объем жидкости (воды), в котором присутствуют растворенные электролиты (соли). Последние находятся в ионной форме и распределяются в объеме ячейки неравномерно из-за наличия электрических и молекулярных сил на границе раздела фаз (между минеральным скелетом породы и поровым раствором), причем катионы концентрируются в поверхностном слое, образуя двойной электрический слой, состоящий из адсорбированных и диффузионно рассеянных катионов. Соответственно внутри ячейки (в центральной части) преобладает некоторый избыток отрицательно заряженных ионов (анионов), тогда как в целом имеет место общий баланс зарядов, обеспечивающий электронейтральность порового раствора в статических условиях.

При внедрении в ячейку 1 капли нефти (или пузырька газа) в соседнюю ячейку 2 вытесняется вода, содержащая преимущественно анионы (см. рис. 2). В результате в ячейке 2 возрастает общий заряд (концентрация) анионов. Вследствие этого возникает временное разделение зарядов электролита, которое приводит к движению пленочной воды и переносу ею капли нефти (или пузырька газа) из ячейки 1 в ячейку 2. Далее подобный процесс продолжается в направлении понижения градиента давления.

Таким образом, на фронте миграции капельной нефти должна наблюдаться повышенная соленость, а в тылу – пониженная. Следует оценить значение данного явления как наиболее весомого аргумента, доказывающего достоверность диффузионно-осмотического механизма переноса углеводородов в пластовом резервуаре. Это позволяет объяснить происхождение высокоминерализованных вод, подстилающих нефтяные и газовые залежи. Примечательным, в частности, является тот факт, что до сих пор совершенно непонятна была причина аномальной концентрации хлора, количество которого в пластовых водах в 3-8 раз больше, чем в морской воде. Вообще, соленость коллекторных вод служит признаком наличия скопления нефти, хотя есть и исключения из этого правила. Многие известные геологи считают, что если соленость воды меньше 1000 мг/л, то нефть маловероятна, если концентрация составляет от 1000 до 2000 мг/л, то нефть вероятна, если свыше 2000 мг/л, то нефть весьма вероятна.

Другим аргументом достоверности диффузионно-осмотического переноса углеводородов может служить факт отсутствия следов миграции нефти, что многократно подчеркивалось в фундаментальных работах по этому вопросу. Кроме того, как в случае внутрирезервуарной миграции, так и внерезервуарной особенно не удается подметить закономерных изменений состава нефти. Все это свидетельствует о том, что глобулы нефти находятся в постоянном контакте с окружающей поровой водой и двигаются вместе с нею.

Ловушка антиклинального типа представляет собой аккумулятор (место сбора) нефти и газа, поскольку ее формирование связано с тектоническим поднятием и образованием трещинной емкости (рис. 3,а). Именно здесь в трещинах происходит слияние дисперсной нефти в более крупные тела, дальнейшее движение которых в пористой среде уже практически невозможно по стерическим причинам и из-за высоких значений капиллярного давления. Там же, где слияние капельной нефти не происходит в силу отсутствия открытых трещин в сводовой части структуры, скопление размывается, разносится водным потоком.

Аналогичным путем идет аккумуляция нефти и газа в ловушках, которые можно определить как тупиковые. Это структуры сброса (см. рис. 3,б) и прорыва (см. рис. 3,в,г). Они характеризуются отсутствием циркуляции артезианских вод в зоне залежи и трещиноватостью коллекторов на контактных участках продуктивного пласта или трещиноватостью самого тела прорыва.

Рис.1. ПРОТЕКАНИЕ ГЛОБУЛЫ НЕФТИ ЧЕРЕЗ ПОРОВОЕ СУЖЕНИЕ В ПОРОДАХ, СМОЧЕННЫХ ВОДОЙ (по схеме Б. Тиссо, Д. Вельте)

1 - минеральный скелет породы; 2 - катионы; 3 - анионы; 4 - глобула нефти; 5 - пузырек газа; 6 - направление: а - диффузии растворенных в воде солей, б - переноса углеводородной фазы, в - общего процесса переноса углеводородной фазы

а - антиклинальная структура; б - структура сброса (взброса); в, г - структуры прорыва соляного штока (б) и рифового выступа (г)