В природных условиях наиболее распространены залежи, разра­батываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроиз­водятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними аген­тами – краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существен­ные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий её агент движутся одновременно в порис­той среде. Но полного вытеснения нефти замещающими её аген­тами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как "поршни". Вследствие неоднородности размеров пор в про­цессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются.

С увеличением водона­сыщенности, например до 50–60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью.

Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 7.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат про­явления капиллярных и гидродинамических сил.

Рис. 7.2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при

           вы­теснении нефти водой

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значе­ния (S_max), соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды (S_п) или остаточной. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водона­сыщенность изменяется от S_max до S_ф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пла­ста. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движе­ния чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вы­тесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворен­ный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачи­вания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После обра­зования пузырька га­зонасыщен­ность структуры увеличивается.

Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, по­степенно расши­ряясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью, то есть до образования сплошных газонасыщенных участков.

С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.