Варианты моделей залежей нефти и газа, находящихся под контролем капиллярных барьеров

Содержание

Стр.

Введение……………………………………………………………………………4

1 Влияние капиллярных  эффектов на расположение залежей углеводородов………………………………………………………………….…..5

1.1 Смачиваемость пород - коллекторов…………………………………….…...6

1.2 Капиллярное давление………………………………………………………..12

1.3 Взаимодействие сил  в процессе нефтегазонакопления в гидрофильных и гидрофобных породах – коллекторах……………………………...……….……13

1.4 Аккумуляция залежей углеводородов капиллярными барьерами первого рода…………………………………………………………………………………15

1.5 Стабилизация углеводородных скоплений капиллярными барьерами второго рода…………………………………………………………………..….18

2 Варианты моделей залежей нефти и газа, находящихся под контролем капиллярных барьеров……………………………………………………….….21

Выводы и рекомендации…………………………………………………….…..26

Библиография…………………………………………………………………….27

Введение

В последние годы поисково-разведочные  и промысловые объекты, с которыми приходится иметь дело геологам и  разработчикам, всё более усложняются. На основе общепринятого традиционного  комплекса аспектов изучения месторождений нефти и газа и существующего набора измеряемых параметров не всегда удаётся понять природу и строение месторождения. Для решения этой проблемы необходимо расширить комплекс изучаемых аспектов и измеряемых параметров, которые позволят раскрыть природу нефтяных месторождений. В связи с этим, имеет место рассмотрение таких понятий, как капиллярные и гравитационные силы. Большинство современных нефтяных и газовых залежей, в отличие от прежних объектов, приурочены к относительно мелкопоровым коллекторам, где существенная роль в распределении воды, нефти и газа принадлежит различным капиллярным явлениям. Объяснить строение некоторых  залежей нефти и газа с позиции антиклинально-гравитационной теории нефтегазонакопления не всегда представляется возможным. Поэтому, изучение капиллярных характеристик пласта, а также таких понятий, как смачиваемость пород и капиллярные барьеры, является актуальным.

1 ВЛИЯНИЕ КАПИЛЛЯРНЫХ ЭФФЕКТОВ НА РАСПОЛОЖЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Известно, что природные нефтегазоносные  резервуары представляют собой поровые  многофазные гетерогенные системы  с изменчивыми во времени и  пространстве свойствами. Поэтому становится очевидным, что важная роль в распределении  воды, нефти и газа в природных  резервуарах принадлежит различным  капиллярным силам, действующим  в самых разнообразных геологических  условиях.

В нефтегазовой геологии, как известно, господствующей является антиклинально-гравитационная концепция нефтегазонакопления. Она явилась базой для возникновения и развития мировой нефтегазодобывающей промышленности. На ее основе составляли и составляют планы поисково-разведочных работ, строят модели нефтяных и газовых залежей с целью подсчета запасов, разведки и разработки нефтегазоносных промысловых объектов.

Тем не менее, следует отметить, что  антиклинально-гравитационная концепция, наиболее правдоподобно отражает условия нефтегазонакопления и распределение воды и нефти в ловушках с высокими геолого-физическими характеристиками. В наше время на долю геологов-промысловиков остались в основном месторождения, не обладающие такими свойствами. Как правило, распределение воды, нефти и газа в продуктивных пластах таких месторождений имеет существенные отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции. Эти наблюдаемые отклонения обусловлены тем, что антиклинальная концепция не учитывает действие капиллярных сил, участвующих как в процессе нефтегазонакопления, так и при вытеснении нефти из пласта, и ограничивается его морфометрическими характеристиками. Капиллярные давления, как известно, представляют основную силу сопротивления миграции нефти и газа.

Ю.Я.Большаковым [1] было рассмотрено взаимодействие капиллярных и гравитационных сил при формировании залежей нефти и газа. В результате был выделен тип нетрадиционных капиллярно-экранированных залежей нефти и газа, подразделенный на три класса: гидрофильный, гидрофобный и смешанный. Также были намечены пути их поисков. Однако, всякая залежь нефти или газа, в том числе и залежь классического антиклинального типа, находится в сфере действия капиллярных и гравитационных сил, поскольку содержится в поровой многофазной среде, подверженной гравитационному воздействию.

Основными параметрами, определяющими  действие капиллярных эффектов на распределение  в природных резервуарах воды, нефти и газа, являются поверхностно-молекулярные свойства твердой фазы, т.е. смачиваемость породы-коллектора и капиллярное давление.

1. Смачиваемость пород- коллекторов

Одно из наиболее важных свойств породы, влияющих на характер распределения в ней воды, нефти  и газа – ее смачиваемость. Вопрос о смачиваемости пористых сред при насыщенности их жидкостью или газом или двумя несмешивающимися жидкостями, такими как нефть и вода, теоретически и экспериментально разработан недостаточно полно, хотя и является одним из важных, касающихся течения воды, нефти и газа как в высоко-, так и в низкопроницаемых породах. Смачиваемость позволяет с наибольшей простотой рассмотреть и оценить характер взаимодействия воды, нефти, газа и породы (твердой фазы) как в период нефтегазонакопления. К сожалению, этому параметру нефтегазоносного пласта не всегда придается должное внимание при проектировании разработки месторождений нефти и газа.

Гидрофильность или гидрофобность поверхности поровых каналов определяют знаки капиллярных давлений в контактирующих водной и углеводородной фазах, т. е. направленность действия капиллярной энергии. В связи с тем, что основным методом разработки нефтяных месторождений продолжает являться заводнение вопрос о смачиваемости пород-коллекторов является весьма актуальным. Дело в том, что вода попадая в гидрофильный коллектор и смачивая его поверхность, вытесняет нефть как из крупных, так и из мелких пор и трещин. В гидрофобном же коллекторе воде энергетически выгодно занимать наиболее крупные поры и трещины.

Экспериментально установлено, что при близких значениях  пористости, проницаемости и нефтенасыщенности из гидрофильной породы водой можно вытеснить 45% нефти, а из гидрофобного не более 5%. Кроме того, от характера смачиваемости зависит форма водонефтяного и газоводяного контактов, высота водонефтяной зоны, проницаемость, нефте- и водонасыщенность в поровом пространстве пласта, а следовательно запасы нефти и газа. Существенное влияние смачиваемость оказывает на электрические свойства пласта, так как контролирует распределение в коллекторе пластовой воды и углеводородов, обладающих резко различной электропроводностью. В гидрофильной породе пластовая вода образует непрерывную пленку на всей поверхности емкостного пространства, снижая электрическое сопротивление породы. В гидрофобном же коллекторе пластовая вода может распределиться в виде изолированных глобул, окруженных нефтью, действующей как изолятор. В данном случае пластовая минерализованная вода не способна проводить ток вследствие прерывистости ее распространения. В общем, смачиваемость определяют как тенденцию одного флюида прилипать к поверхности твердой фазы, т. е. к поверхности коллектора в присутствии других несмешивающихся флюидов, т. е. флюидов имеющих между собой поверхность раздела, охарактеризованную тем или иным межфазным натяжением. Теоретически смачиваемость на границе воды и нефти (газа) определяется наступающим контактным углом смачивания. Для гидрофильных пород он не превышает 90⁰ и обычно равен 30⁰, тогда как для гидрофобных составляет более 90⁰. В связи с особенностями смачиваемости горных пород, наличием их разностей, одинаково взаимодействующих с пластовой водой и нефтью, а также сложностью установления точного раздела между гидрофильными и гидрофобными кернами средствами существующих методик, в нефтегазовой геологии выделяют класс горных пород с промежуточной смачиваемостью. Таким образом, в нефтегазовой геологии к классу гидрофильных отнесены породы с контактными углами, изменяющимися в диапазоне 0-75⁰. У пород с промежуточной смачиваемостью краевой угол составляет 75-105⁰. Контактный угол 105-180⁰ принят в качеств признака гидрофобности породы. Однако следует отметить, что равный 180⁰, он должен характеризовать породу абсолютно несмачиваемую. В реальных условиях вряд ли возможно полное отсутствие взаимодействия между соприкасающимися фазами. К тому же случаи, когда краевые углы на контактах различных фаз превышали бы 155⁰, не известны. Вместе с этим необходимо помнить, что в понятие «гидрофильность-гидрофобность» горной породы внесена доля условности. При этом под гидрофобной подразумевают горную породу, которая нефтью смачивается предпочтительнее, чем водой, но это вовсе не значит, что она ни в коей мере не предрасположена смачиваться водой. В то же время понятие гидрофильность не означает полного несмачивания ее нефтью.

На рисунке 1.1 представлены различные случаи избирательного смачивания

а – гидрофильная поверхность; б – гидрофобная поверхность; в – поверхность с нейтральной смачиваемостью.

Рисунок 1.1 – Различные  случаи избирательного смачивания.

Среди исследователей нет  единого мнения относительно природы  смачивающих свойств горных пород. Тем не менее, большинство из них  сходятся в представлениях о том, что мера гидрофильности или гидрофобности горной породы зависит от его минерального состава, качества поверхности зерен, электрического заряда, а также от свойств насыщающей ее жидкости или газовой фазы. Установлено, что в общем степень гидрофильности пород уменьшается от кварцевых песчаников к карбонатным породам. Среди геологов-нефтяников существует мнение, что песчаные и глинистые породы в подавляющем большинстве являются гидрофильными, а поверхности карбонатных пород в равной мере или чаще имеют гидрофобные свойства. По данным различных исследователей в карбонатных породах доля гидрофобных разностей достигает 50-75 %. Однако, вопреки суммарному представлению геологов-нефтяников в последние годы установлено, что и среди песчаных пород существенную долю (до 40 %) составляют гидрофобные разности. В данном случае важное значение имеет вопрос вторичности-первичности гидрофобных свойств поверхности емкостного пространства природных резервуаров.

Как известно, у большей  части осадочных пород минералами, обуславливающими их свойства, являются кварц и минералы глин. Количественные соотношения этих составляющих определяют не только тип породы и ее физико-механические характеристики, но также физико-химические свойства. Кварц в обычных условиях представляет собой минерал с повышенной гидрофильностью и от его концентрации в породе зависит ее смачиваемость. В значительной мере именно поэтому среди песчаных пород орогенных формаций, где содержание кварца низкое или он отсутствует вовсе, первично гидрофобные разности встречаются чаще, чем на платформах.

Вторичная гидрофобность  песчаных и карбонатных пород, представляющая известное явление, обусловлена  разнообразными причинами, в том  числе в значительной мере взаимодействием  их с углеводородами при определенных пластовых условиях. Казалось бы, что  вода, насыщающая емкостное пространство песчаных и карбонатных пород, будучи по отношению к ним в сравнении  с нефтью первичной, занимает положение  лучше смачивающей фазы и нефть  в поровом пространстве и трещинах отделена от поверхности породы пленкой  связанной воды. На основе такого умозаключения  в начальные этапы развития нефтегазовой геологии практически все породы, слагающие нефтегазоносные  резервуары относили к классу гидрофильных.  Затем, было установлено, что несмотря на присутствие пленки связанной воды на поверхности емкостного пространства коллектора, в пределах нефтяных залежей характер поверхности может со временем изменяться вследствие адсорбции частично растворенных в воде нафтеновых кислот и других полярных компонентов, содержащих кислород, серу и азот, присутствующих в нефти и конденсате. Они могут диффундировать через пленку воды, вытесняя  ее из активных центров адсорбции, и адсорбироваться на поверхности емкостного пространства. В результате адсорбции угол смачивания увеличивается, и поверхность пор или трещин начинает лучше смачиваться нефтью, чем водой. Экспериментально установлено, что углеводородный газ, пропущенный через гидрофильные песчаники, также гидрофобизирует поверхность емкостного пространства. В связи с этим недопустимо при разработке газо-нефтяной залежи позволять нефти перемещаться в пространство, которое было прежде занято газовой шапкой. Иначе значительная часть нефти будет безвозвратно потеряна, вследствие  ее адсорбции на поверхности пор и трещин.

По данным американских исследователей песчаные породы, содержащие углистые включения обладают низкой степенью гидрофильности или являются даже гидрофобными вследствие диффузии органических соединений от частиц детритного угля и их адсорбции в период диагенеза.

Кроме того, выделяют песчаные коллектора со смешанной смачиваемостью, в которых поверхности мелких пор характеризуются гидрофильными, а поверхности крупных гидрофобными свойствами. При этом считают, что нефть, заняв в первоначально гидрофильном коллекторе только крупные поры, со временем их гидрофобизирует, тогда как относительно мелкие поры, занятые пластовой водой, остаются гидрофильными. Однако присутствие нефти в коллекторе не всегда приводит к гидрофобизации его поверхности. Для гидрофобизации первично гидрофильных пород кроме насыщенности их нефтью необходимы дополнительные условия. Экспериментально установлено, что кварцевые песчаники с повышенной первичной гидрофильностью при насыщении их нефтью и нагреве до температуры 110⁰С и выше, но не превышающей температуру отжига органических веществ, становятся гидрофобными. С результатами данного эксперимента согласуется то, что продуктивные кварцевые песчаники шеркалинской свиты юры уникального Талинского месторождения нефти, открытого в Западной Сибири характеризуются не только гидрофильными, но в значительной мере гидрофобными или нейтральными по отношению к воде и нефти свойствами. Современные пластовые температуры в продуктивной части юры этого месторождения составляют от 80 до 140⁰С. Очевидно, что в геологическом прошлом, в частности, в период формирования нефтяных залежей пластовые температуры здесь имели еще большие значения. В связи с присутствием в продуктивной толще Талинского месторождения гидрофобных разностей коллекторов поучительно рассмотреть историю его разработки, которая осуществляется с применением внутриконтурного заводнения. Продуктивный горизонт шеркалинской свиты юры Талинского месторождения представлен песчано-гравийными породами с резко изменчивыми свойствами и составом. Эффективная толщина достигает 30 м. В подошвенной части горизонта развиты породы с очень крупными порами и даже кавернами, диаметр которых достигает нескольких миллиметров. Диапазон изменения отметок ВНК по территории залежи достигает нескольких десятков метров. В ряде скважин (4, 144 и др.) с абсолютных отметок превышающих достоверно установленный в соседних скважинах ВНК получены притоки пластовой воды. Опытно промышленная эксплуатация Талинского месторождения началась в 1981 году. На первом этапе разработки нефть с водой поступала только из 18,7 % скважин. Затем это число возросло до 33,9 %. Среднее по месторождению время подхода воды к эксплуатационной скважине составляло 239 суток. В отдельных скважинах период получения безводной нефти был исключительно короток, что свидетельствует о «кинжальном» прорыве воды через наиболее крупные поровые каналы и трещины.

Таким образом, априорные  суждения о гидрофильности пород-коллекторов при составлении проектов разработки нефтяных месторождений недопустимы. Необходимо не по шаблону, а избирательно подходить к применению метода заводнения. Для оценки эффективности заводнения необходимы исследования смачивающих свойств пород-коллекторов на всех нефтяных месторождениях. Иначе благие порывы повышения нефтеотдачи нефтеносных пластов превращаются в свою противоположность.

1.2  Капиллярное давление

Обычно явление капиллярного давления в системе  «нефть- вода»объясняют путем рассмотрения работы, совершаемой при попадании капли нефти в воду, и приобретения ею сферической формы. В данном случае работа (), проделанная межфазным натяжением () проявляется в изменении площади поверхности капли () :

                                                                                             (1)                       

Известно, что в случае, когда  нефть или газ соприкасаются  в поровой среде с водой, на контакте воды и нефти (газа) вследствие межфазного натяжения  () возникает разность давлений, представляющая капиллярное давление (). Если порода гидрофильна, то капиллярное давление будет положительным, т. е. давление внутри нефти превосходит давление внутри воды на величину (), причем поверхность контакта вогнута в сторону водной фазы. Если коллектор гидрофобный, то капиллярное давление отрицательное, т. е. давление внутри нефти меньше такового внутри воды на величину , и поверхность контакта вогнута в сторону  углеводородной фазы. Как в том, так и в другом случае элементы воды, нефти и газа стремятся к положению и форме, при которых их поверхность и капиллярная энергия достигнут минимально возможного значения. Согласно фундаментальному уравнению Юнга-Лапласа, капиллярное давление при внедрении в поровую среду двух несмешивающихся фаз пропорционально произведению кривизны межфазной поверхности ()  и поверхностного натяжения  ():

                                                              (2)                                 

Поэтому в гидрофильном коллекторе нефти  энергетически выгодно занимать относительно крупные поры и трещины, а воде мелкие. Обратная картина  в распределении воды и нефти (газа) наблюдается в гидрофобном  коллекторе. Следует отметить, что  значение кривизны межфазной поверхности  находится в обратной зависимости  от радиуса порового канала.

Поэтому в гидрофильном коллекторе вода в первую очередь стремится  вытеснить нефть  из сравнительно мелких пор, что может привести к  формированию языков обводнения вокруг крупнопоровых разностей коллекторов.

3. Взаимодействие сил в процессе нефтегазонакопления в гидрофильных и гидрофобных породах-коллекторах

Проблема миграции и аккумуляции  углеводородов в осадочных толщах нефтегазоносных бассейнов –  один из наиболее сложных разделов геологии нефти и газа, имеющих важнейшее как теоретическое, так и прикладное значение.  Однако она по-прежнему остается окончательно не решенной и на многие ее вопросы нет удовлетворительных ответов. Отчасти это обусловлено тем, что при попытках их решения авторы, как правило, не выходят за пределы антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления, не способной в полном объеме осветить процесс распределения воды, нефти и газа в природных нефтегазоносных резервуарах. Как известно, антиклинально-гравитационная концепция не учитывает молекулярное, электрокинетическое и электростатистическое взаимодействие между контактирующими поверхностями при движении жидкостей и газов в поровой среде, т.е. прежде всего она не учитывает действие капиллярных сил.

Поскольку природные нефтегазоносные  резервуары представляют собой поровые  многофазные системы с бесконечным  количеством поверхностных сочетаний, существенное воздействие на распределение  в их емкостном пространстве воды, нефти и газа должны оказывать  различные капиллярные процессы. Действие капиллярных сил в условиях природных нефтегазоносных резервуаров  повсеместно и по отношению к  пластовой воде, нефти и газу непосредственно. Капиллярные давления, возникающие  в поровой среде на контактах  воды, нефти и газа представляют основную силу сопротивления как при миграции углеводородов, так и при вытеснении нефти из продуктивного пласта.

Все осадочные породы, образующие нефтегазоносные бассейны при насыщении  их несмачивающимися флюидами могут быть охарактеризованы непрерывным рядом капиллярных давлений. Минимальные по модулю значения капиллярных давлений присущие высокопроницаемым сверхкапиллярным породам-коллекторам, максимальные – глинам.

Глинистые породы-покрышки способствуют аккумуляции углеводородов  и обеспечивают их сохранность в  залежи также благодаря действию капиллярных сил. Однако капиллярные  давления в глинистых экранах  очень велики и могут достигать 10 МПа и более, т.е. они практически  на порядок – два превышают  капиллярные давления в песчаных породах – коллекторах. Такое  резкое различие капиллярных давлений обусловлено резким различием состава  и структуры глинистых и песчаных пород. Это позволяет у залежей  нефти и газа традиционного типа выделять коллекторы и покрышки достаточно просто по внешним качественным признакам.

В связи с вездесущей неоднородностью  пород-коллекторов нефть и газ  в процессе миграции по направлению  к сводам антиклинальных структур в  водонасыщенном поровом пространстве встречают на своем пути множество капиллярных барьеров препятствующих миграции возникающих на стыках разнопоровых фаций. Если пласт-коллектор сложен гидрофильными породами, то капиллярный барьер возникает в случае, когда вверх по восстанию пласта относительно крупнопоровые породы замещаются сравнительно мелкопоровыми. При этом барьерная фация содержат свободную, гравитационную воду. Так как капиллярные давления имеют конечное значение, то и аккумулирующие способности капиллярного экрана также ограничены. В случае достижения углеводородным скоплением, экранированным капиллярным барьером высоты, при которой его избыточное давление превзойдет капиллярное давление в экране, начинается утечка углеводородов через барьерную фацию как через предохранительный клапан. За счет этих избыточных объемов нефти или газа при благоприятных коллекторских свойствах пород, слагающих сводовую часть антиклинальной структуры может образоваться обычная залежь антиклинального типа.

Как известно, капиллярное  давление есть функция двух переменных: радиуса кривизны межфазной поверхности  и межфазного натяжения. Следовательно, капиллярный барьер для нефти  и газа может возникнуть по двум причинам: во-первых, за счет изменения  по латерали радиуса пор в породах слагающих нефтегазоносный резервуар и, во-вторых, вследствие увеличения межфазного натяжения на контакте пластовой воды и углеводородов, что, в частности может произойти при снижении со временем пластовой температуры. Таким образом, можно соответственно выделить капиллярные барьеры первого и второго рода.

1.4 Аккумуляция залежей углеводородов капиллярными барьерами первого рода

Главное условие для улавливания  углеводородов капиллярными барьерами  первого рода, т.е. возникшими вследствие изменения по латерали в пласте-коллекторе радиуса пор, - неоднородность пласта и ступенчатая изменчивость по его простиранию размеров поровых каналов и межпоровых сужений. Это условие соблюдается во всех нефтегазоносных провинциях и районах, что служит гарантией присутствия капиллярных барьеров первого рода в каждом из них. Хорошо известно, что однородность породы сохраняется лишь на узколокальных участках как выклинивающихся пластах, так и имеющих региональное распространение.

Капиллярные барьеры возникают  как на стыках разнопородных фаций, образующих проницаемый пласт, так и на участках контрастной изменчивости фильтрационных свойств пород, обусловленной вторичными процессами.

В гидрофильной породе капиллярное  давление, будучи положительным, стремиться не допустить перемещения углеводородов из крупнопоровых пород, где для нефти и газа создаются наиболее выгодные энергетические условия, в мелкопоровые. Для проникновения углеводородов через капиллярный барьер силы, определяющие миграцию углеводородов должны превзойти давление смещения. Удерживающая способность барьерной фации может быть выражена количественно через высоту углеводородного скопления на основании данных, обычно получаемых при поисках, разведке и разработке залежей нефти и газа. 

На основе данных о капиллярных  давлениях в гидрофильном коллекторе можно определить максимально возможную  высоту залежи нефти и газа, которую  способна удерживать экранирующая порода:

                                                         (3)   

где – капиллярное давление в экране, МПа;

  – капиллярное давление в коллекторе, МПа;

  – плотность воды в пластовых условиях, кг\м³;

– плотность углеводородов  в пластовых условиях, кг\м³;

      g – ускорение свободного падения, м\с².

Как следует из приведенной формулы, для стационарных условий порода покрышки или латерального экрана сохраняет непроницаемость для нефти и газа до тех пор, пока избыточное давление в залежи не превзойдет капиллярное давление смещения в экране, что может случиться вследствие поступления в ловушку новых объемов нефти или газа.

В выклинивающихся сериях пластов наличие капиллярных  барьеров приводит к тому, что углеводороды, мигрирующие вверх по моноклинальному  склону, в гидрофильном коллекторе практически никогда не способны достичь зоны полного выклинивания пласта-коллектора. При этом углеводороды могут сконцентрироваться на участках, находящихся на значительном удалении от главной части пласта и экранироваться по латерали водоносными породами со средней и низкой проницаемостью. Противодействует поступлению нефти и газа в головную часть гидрофильного пласта также существующий там «гидравлический буфер», обусловленный тем, что в зоне выклинивания отсутствует возможность дренирования.

Следовательно, при поисках  и разведке залежей нефти и  газа в гидрофильных коллекторах  и особенно в платформенных нефтегазоносных бассейнах необходимо учитывать возможность капиллярно-гидравлической непроходимости углеводородов, предотвращающей их доступ непосредственно в головные участки пластов. В платформенных условиях протяженность водоносных зон, отделяющих залежи от участков полного выклинивания может достигать нескольких километров.

В гидрофобной (олеофильной) поровой среде, где капиллярное давление на контакте воды и углеводородов отрицательное, нефти и газу энергетически выгоднее занимать относительно мелкие поры. Следовательно при наличии в природном нефтегазоносном резервуаре гидрофобных пористых тел с относительно пониженными фильтрационно-емкостными свойствами значительная часть углеводородов резервуара может быть захвачена этими телами путем механизма самопроизвольной пропитки. Сформировавшиеся таким образом углеводородные скопления удерживаются за счет взаимодействия поверхностных сил. Причем чем больше по модулю капиллярное давление, тем больше мера нефтегазонасыщенности коллектора, но тем ниже промысловые характеристики залежи. Возникающие в этом случае капиллярно-гравитационное равновесие двухфазной системы предопределяет форму контактов залежей углеводородов, которые могут быть весьма необычными. При этом форма залежи может полностью соответствовать форме тела, состоящего из тонкопоровых преимущественно гидрофобных пород, которое может быть окружено со всех сторон крупнопоровыми водоносными породами с высокой проницаемостью. В частности, к описанному типу относятся такие гигантские газовые месторождения как Дип-Бэзин (Канада), Сан-Хуан (США) и др.[2].

1.5 Стабилизация углеводородных скоплений капиллярными барьерами второго рода

Если капиллярные барьеры  первого рода присутствуют практически  в каждом нефтегазоносном районе и в каждом пласте-коллекторе, то капиллярные барьеры второго  рода возникают на контакте пластовых  вод и углеводородов преимущественно  в тех областях, где нефтегазоносные  резервуары после формирования в  них залежей нефти и газа испытали существенное снижение пластовых температур. Вряд ли можно представить природный нефтегазоносный резервуар, который со времени своего образования не подвергался бы воздействию различных геологических процессов, приводящих к изменению его строения, физического и физико-химического состояния.

Образование капиллярных  барьеров второго рода обусловлено  тем, что межфазное натяжение  в системе «вода-углеводороды» является чувствительной функцией температуры и увеличивается при ее снижении, вызывая тем самым повышение капиллярного давления на ВНК и ГВК. Так, при снижении температуры с 95⁰С до 27⁰С на границе воды и нефти в грубом приближении межфазное натяжение возрастает с 2.8^.10^-2 до 3.5^.10^-2 Н/м. [4].

При аналогичном изменении  температуры в системе «газ-вода»  значение межфазного натяжения практически  удваивается, что влечет за собой  соответствующее увеличение капиллярного давления на газо-водяном контакте. Следствием снижения пластовой температуры  и связанного с этим повышения  капиллярного давления может явиться  ситуация, предотвращающая проникновение  нефти и газа через породы, которые  в прежних геотермических условиях характеризовались удовлетворительной для углеводородов проницаемостью. Происходящие после снижения пластовых температур тектонические деформации нефтегазоносных резервуаров и локальных ловушек уже не могут вызвать перетоки нефти и газа во вновь образовавшиеся антиклинальные и другие ловушки согласно принципу сообщающихся сосудов, поскольку залежи углеводородов стабилизированы на участках, которые они занимали до снижения пластовых температур и, в частности, в расформированных антиклинальных палеоловушках.