Коэффициент вытеснения нефти водой определяется в лабораторных условиях согласно действующему ОСТ 39-195-86 исходя из значений начальной и остаточной нефтенасыщенности. Для оценки начальной и остаточной нефтенасыщенности используются корреляционные зависимости между этими параметрами и абсолютной проницаемостью. При моделировании и анализе разработки нефтяных месторождений для пластов с известными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) существующими стандартами предусматривается определение только одного значения коэффициента вытеснения. В связи с этим проводится стандартная экспериментальная процедура (ОСТ 39-195-86). Эксперимент выполняют при линейной скорости вытеснения, соответствующей ожидаемой скорости фильтрации воды при разработке изучаемого объекта. Коэффициент вытеснения определяется при непрерывной прокачке (не менее 3–5 поровых объемов) до полного обводнения выходящей жидкости. На заключительной стадии эксперимента прокачивают еще 2 поровых объема воды при скорости, в 10 раз превышающей первоначальную. Для неоднородных пластов обычно строятся петрофизические связи между значениями коэффициентов вытеснения и фильтрационно-емкостными свойствами пласта. Однако общепринятый стандартный подход не учитывает структуру и подвижность остаточной нефти. В статье приведены результаты экспериментов, которые свидетельствуют о значительном изменении коэффициента вытеснения нефти водой при изменении условий вытеснения, характеризующихся разными значениями капиллярного числа. Получены экспериментальные зависимости коэффициентов вытеснения от капиллярного числа. Показано, что стандартные коэффициенты вытеснения при максимальных значениях капиллярных чисел могут кратно изменяться. Приведены примеры распределения коэффициентов вытеснения в элементах разработки с одинаковыми ФЕС, но с разными системами расстановки скважин. Показано влияние систем расстановки скважин на коэффициент вытеснения.
