1.1.5 Остаточная нефть в тупиковых порах и микронеоднородных зонах

Тупиковые поры с гидродинамической точки зрения являются застойными зонами, и в них не возможен процесс вытеснения ни под действием гидродинамических, ни под действием капиллярных сил.

В гидрофобных пластах и пластах со смешанным типом смачиваемости эти тупиковые поры содержат остаточную нефть, которая по своим свойствам может быть аналогична природной нефти и целесообразно выделение этой остаточной нефти в отдельную категорию.

Размеры тупиковых пор, как правило, малы, однако, возможны тупиковые поры и значительных размеров частично замещенные поры выщелачивания, незначительные каверны и т.д. При наличии, таких пор ОНН тупиковых пор может формироваться и в гидрофильных коллекторах. Доля

ОНН в тупиковых порах растет с ухудшением проницаемости коллектора. Работами В. И. Тульбовича показано, что для терригенных и карбонатных пород существуют корреляционные зависимости между долей тупиковых пор и логарифмом проницаемости. Существует также связь между коэффициентом извилистости и долей тупиковых пор, которая представляет обратную степенную зависимость [31,32,33].

Как указывалось, количество микропор в коллекторе можно связать с его литологическим составом [34,35]. В этом случае для коллекторов с равномерно распределенным глинистым материалом доля тупиковых пор определяется количеством глинистого цемента и его пористостью [35].

В трещинно-тторовых пластах поры блока являются фактически полу тупиковыми по отношению к трещинной пористости. Аналогичная ситуация в породах с малопроницаемыми включениями. В таких породах в малопроницаемых участках формируется фактическая остаточная нефть.