Водо-нефтяной контакт в пласте представляет собой различной мощности переходную зону от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами. Последние находятся в сложной зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых жидкостей. Большое многообразие свойств пород обусловливает значительные изменения мощности переходной зоны в одной и той же залежи. В песчаниках высокой проницаемости, отличающихся отсортированностью зерен, мощность переходной зоны не превышает нескольких десятков, сантиметров. В мелкозернистых песчаниках с плохо отсортированными зернами ее мощность достигает 6 – 8 м.
Состояние свободной и связанной воды и нефти в переходной зоне также определяется свойствами всех фаз системы и степенью водонефтенасыщенности пород. В лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП установлено, например, что в песчаниках Зольненского месторождения проницаемостью 0,350 мкм2 при водонасыщенности 35 – 40% поровые каналы заполнены смесью нефти и воды, в которых нефть не представляет собой сплошной фазы. При проницаемости 0,650 мкм2 сплошность нефти нарушается при 28 – 30% водонасыщенности. Практически безводный приток нефти из песчаников Бавлинского и Туймазинского месторождений получают при водонасыщенности их до 32 – 35% от объема пор.
Для оценки величины и строения переходной зоны, кроме геофизических методов, иногда используют экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления (рис. 4.3), полученные путем вытеснения воды нефтью.
Рис. 4.3. Схема изменения водонасыщенности
пород по вертикали.
По этим зависимостям можно приближенно определить распределение нефти и воды по вертикали, а также среднюю водонасыщенность переходной зоны пласта. При этом предполагают, что под действием капиллярных сил вода в поровых каналах пласта проникла до высоты, на которой капиллярное давление уравновесилось гидростатическим столбом воды, т. е. справедливо соотношение
, (4.1)
где 
– капиллярное давление;
– соответственно плотности пластовой воды и нефти;
– ускорение силы тяжести;
– высота над уровнем 100% насыщения пласта водой.
Отсюда
. (4.2)
Так как капиллярное давление 
– функция водонасыщенности 
, тогда
. (4.3)
Эта зависимость отличается от 
только постоянным множителем и, следовательно, кривая, выражающая зависимость водонасыщенности от высоты над уровнем воды, и зависимость будут одинаковыми, если на оси ординат вместо 
отложить в необходимом масштабе соответствующее данному значению расстояние от водо-нефтяного контакта . Используя эту кривую (рис. 4.3), где капиллярное давление преобразовано в высоту столба , которым уравновешивается данное капиллярное давление можно приближенно оценить распределение воды и нефти по вертикали в переходной зоне, а также среднее содержание воды по всей мощности пласта. Так, например, среднее содержание воды в порах пласта в интервале от 
до 
. (4.4)
Величина интеграла в этой формуле определяется площадью под кривой 
между соответствующими значениями и .
Следует учитывать, что в практических условиях распределение нефти и воды в переходной зоне может быть значительно сложнее вследствие большого многообразия свойств пород пластовой системы. Поэтому при использовании осредненных кривых 
зависимости «капиллярное давление — водонасыщенность», полученных по результатам усреднения большого числа анализов, получаем сугубо приближенное представление о распределении воды и нефти в переходной зоне и по вертикали в пласте в целом. Одна из причин этого обусловлена, вероятно, влиянием капиллярного гистерезиса на высоту капиллярного поднятия и распределения воды в пластовых условиях.
М. М. Кусаков и Д. Н. Некрасов установили, что в капиллярах переменного сечения может существовать несколько равновесных высот подъема (капиллярный гистерезис) в зависимости от формы капилляра.
Действительно, для капилляра с профилем, приведенным на рис. 4.4, существует несколько высот капиллярного подъема жидкости, для которых соблюдается условие, определяющее равновесную высоту подъема :
, (4.5)
где 
– потенциальная энергия смачивающей жидкости в капилляре:
. (4.6)
Рис.4.4 Схематический график функции 
для
капилляра «синусоидальной» формы
Здесь 
– капиллярное давление, выраженное в тех же единицах, что и давление столба жидкости высотой 
; 
– объем жидкости в капилляре.
Для пористых сред, состоящих из бесконечно большого числа капилляров различного сечения сложной формы и сообщающихся друг с другом, капиллярный гистерезис может выражаться большим числом равновесных высот капиллярного подъема.
Еще более сложное строение водо-нефтяного контакта возникает при вытеснении нефти водой в процессе эксплуатации залежи: кроме проницаемости, капиллярного подъема и физико-химических свойств жидкости, на строение водо-нефтяной зоны влияют динамические факторы – градиенты давлений, фазовые проницаемости системы и т. д.
Иногда этот контакт имеет наклонное положение, что связывается с движением подземных вод, характером проницаемости коллектора и другими специфическими факторами в строении залежи. На газо-нефтяном контакте также имеется переходная зона от нефтяной до чисто газовой части пласта. Строение этой части залежи также определяется равновесием гравитационных и капиллярных сил, а также физическими и физико-химическими свойствами системы нефть – порода – газ.
Если не учитывать влияние третьей фазы (остаточной воды), то уравнения, аналогичные (4.1) и (4.2), можно использовать для приближенной оценки распределения нефти и газа в переходной зоне. Следует, однако, учитывать, что фактический характер распределения нефти и газа осложняется присутствием остаточной воды. Капиллярный подъем жидкости в условиях трехфазной системы недостаточно исследован. Из уравнения (4.2) все же следует, что высота переходной зоны нефть — газ должна быть меньше высоты водо-нефтяной переходной зоны, так как разница плотностей между нефтью и газом больше, чем между водой и нефтью, а поверхностное натяжение нефти на границе с водой и на границе с газом могут быть близкими по значению.