Весь процесс образования формирования и сохранения сформировавшихся залежей нефти и газа непрерывно связан с историей формирования подземных вод и их химического состава.
При этом благоприятные гидрогеологические условия создаются на седиментационных этапах гидрогеологических циклов, а на инфильтрационных этапах, в реликтовых (закрытых от инфильтрационного воздействия вод) зонах, как правило, удаленных от областей питания. Эти зоны являются наиболее погруженными и характеризуются резко восстановительной обстановкой.
Изменение тектонического плана в ходе гидрогеологической истории бассейна неизбежно влечет за собой изменение термодинамических и геохимических условий, которые определяют степень гидрогеологической закрытости водоносных комплексов. Тем самым, условия сохранения нефтяных и газовых залежей из благоприятных могут переходить в неблагоприятные и происходит разрушение углеводородных скоплений.
Разрушение, как и консервация нефтяных и газовых залежей, происходит в водной среде, а сами литосферные воды вместе с некоторыми из растворенных в них веществ являются основными факторами деструкции залежей. Воды разрушают нефтяные и газовые залежи и месторождения механическим, физико-химическим, химическим и биохимическим путями. Механическое разрушение залежей заключается в том, что нефть и газы уносятся движущимися водами во взвешенном состоянии и в составе многофазных потоков. Физико-химическое разрушение залежей состоит в растворении их содержимого в водах при соответственно изменяющихся условиях. Химически нефтегазовые залежи могут разрушаться в результате окисления УВ растворенными в водах веществами, главным образом кислородом и сульфатами. Наконец, биохимический характер этому же процессу придает участие в нем бактерий.
Каждый из названных видов разрушения залежей УВ водами имеет свои особенности и закономерности. Кроме того, эти процессы специфичны для нефтяных и газовых залежей.
Механическая (гидравлическая) деструкция нефтяных и газовых залежей водами начинается с образования наклона нефтеводяного или газоводяного контакта. В.П. Савченко и М. Хабберт показали, что горизонтальное положение газоводяных и нефтеводяных контактов есть лишь частный случай, возможный при полной неподвижности вод.
По М. Хабберту зависимость наклона поверхности нефтеводяного (или газоводяного) контакта от гидравлического уклона описывается выражением:
(12.1),
где θ – угол между поверхностью нефтеводяного контакта и горизонтальной плоскостью; dz/dx – наклон поверхности нефтеводяного контакта; dh/dl – наклон пьезометрической поверхности (гидравлический уклон); pв, рн – плотность соответственно воды и нефти (подставив вместо рн плотность газа рг, получим соответствующее выражение для газоводяного контакта).
Зависимость (12.1) наглядно иллюстрируется схемой на рис.21.
Формулу (12.1) можно заменить выражением:
(12.2),
где i – гидравлический уклон.
Таким образом, наклон поверхности нефтеводяного (газоводяного) контакта прямо пропорционален гидравлическому уклону и зависит также от соотношения плотностей контактирующих жидкостей (так называемый коэффициент усиления).
Как видно из рисунка 22 для тяжелых (более плотных) нефтей наклон нефтеводяного контакта гораздо больше, чем для легких (менее плотных) нефтей и газов.
Рис.21. Схема зависимости между наклоном нефтеводяного контакта и пьезометрической поверхностью (по А.И. Леворсену, с изменениями): 1 – газ, 2 – нефть, 3 – вода, 4 – направление движения воды.
Рис.22. Зависимости углов наклона нефтеводяного контакта от гидравлических уклонов и плотности нефти и газов (по А.И. Леворсену, с изменениями). Шифр кривых – плотность нефтей и газов.
Если принять относительные плотности воды за единицу, нефти за 0,8 (часто встречающиеся величины в пластовых условиях), а газа (сухого) за 0,001, то, исходя из формулы (12.2), для газовой залежи получим:
Плотностью газа (в этом случае), как величиной значительно более высокого порядка малости по сравнению с величиной рв, можно пренебречь, тогда:
(12.3).
Подставляя в формулу (13.2) значение рн = 0,8, для нефтяной залежи получим:
(12.4).
Следовательно, при выбранных величинах рн и рг, наклон нефтеводяного контакта при одном и том же гидравлическом уклоне будет больше наклона газоводяного контакта в 5 раз. Однако для залежей жирных газов, особенно при высоком давлении, величина этого отношения значительно меньше (около 2-3).
Наклоны газоводяного и нефтеводяного контактов могут служить критериями направления движения вод.
Если наклон нефтеводяного (газоводяного) контакта круче угла падения крыла сводовой ловушки, то нефть (газ) полностью вымывается из нее, залежь исчезает. Это и есть механическое разрушение залежей водами.
Условием сохранения залежи от механического разрушения водой является неравенство θ < α, где α – угол падения пласта на крыле ловушки (по направлению i); θ – угол наклона нефтеводяного (газоводяного) контакта.
Используя формулы (12.3) и (12.4), можно ориентировочно подсчитать (таблица 6) минимальные углы падения и максимальные величины гидравлических уклонов, при которых газовые и нефтяные залежи еще не будут унесены движущимися водами и, следовательно, будут существовать (по данным Д.А. Назарова и Б.С. Черноброва при α >2θ в ряде районов Предкавказья нефтяных залежей в ловушках нет).
Из таблицы 6 следует, что при обычно встречающихся в нефтегазоносных комплексах гидравлических градиентах залежи сухого газа могут удерживаться практически любыми ловушками; нефтяные залежи уже при гидравлических градиентах 0,005-0,01 должны вымываться из пологих ловушек (угол падения на крыльях менее 1º). Нефтяные залежи значительно менее устойчивы против гидравлической деструкции, чем газовые. При наличии рассолов с относительной плотностью 1, 2 и очень легких нефтей минимальные углы падения должны быть уменьшены примерно в 2,5 раза; для тяжелых нефтей при пресных водах углы падения, наоборот, должны быть значительно увеличены – примерно в 2 раза.
Таблица 6.