3.1.3.4 Короткий опис основних родовищ вуглеводнів Внутрішньої зони Передкарпатського прогину і прилеглих площ Скибової зони Карпат

Старо-Самбірське нафтове родовище. Маленький поклад нафти у еоце­ні виявили в 1963 році. Основний промисловий об’єкт (ямненські відклади, палеоцен) був відкритий в 1969 році. Родовище пов’язане з антиклінальною складкою Карпатського простягання, яка є порушена двома поперечними тектоніними розривами. Розмір великої склад­ки 9, малої - 2,5 км; амплітуда структури 1500 м. Колекторами в еоцені є пісковики та алевроліти з відкритою пористістю до 8,7 і проникливістю 10^-15·2,4м². У ямненських відкладах колекторами є пісковики з відкритою пористістю до 12 і проникністю 10^-15·3м² Породи-покришки являють собою аргіліти і щільні алевроліти поляницької світи (міоцен-олігоцен) для еоценових колекторів, а та­кож аргіліти і глинисті алевроліти, які залягають на самому низу еоцену, .для ямкенських пісковиків. Основний поклад нафти у ямненських пісковиках є пластово-склепінним, іноді тектонічно-екранованим, з пружногазонапірним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 3460 м (палеоцен) 46,3 МПа, коефіцієнт аномальності 1,34.

Бориславське нафтове родовище

Родовище відкрите (перший структурний ярус) у 70-х роках XIX століття, коли почали видобувати нафту із воротищенських від­кладів міоцену Бориславської складки за допомогою колодязів. В 1954 році виявлена промислова нафтогазоносність еоценових і олі­гоценових відкладів піднасунення (другий структурний ярус).

Бориславська складка – антикліналь Карпатського простягання порушена чотирма поперечними тектонічними розривами. Розмір осей 7,5x3 км, амплітуда складки 800 м . Продуктивними є воротищенські відклади міоцену, менілітові породи олігоцену, колектори еоцену і ямненської світи палеоцену. Колекторами є пісковики і рідко алевроліти. Відкрита пористість колекторів і проникність дається в таблиці 1.8. По­роди покришки репрезентовані глинистими засоленими, відкладами воротищенської світи (міоцен) аргілітами і щільними алевролітами поляницької світи (олігоцен-міоцен). Режим покладів – пружноводонапірний і розчиненого газу. Поклади пластові склепінні і тектонічно екрановані. Початковий пластовий тиск на глибині 1800 м (олігоцен), тиск 21,9 МПа, коефіцієнт аномальності 1,22.

У другому структурному ярусі Бориславського родовища (піднасунення) продуктивними є олігоценові, еоценові і палеоценові відк­лади. Поклади пластові склепінні і тектонічно екрановані. Режими покладів - пружноводонапірний і розчиненого газу. Колектори явля­ють собой пісковики і алевроліти. Відкрита пористість подається в таблиці 8. Породи покришки у другому структурному ярусі за віком і з літологічного погляду аналогічні до покришок першого структурного ярусу. Початковий пластовий тиск на глибині 2350 м (олігоцен) становить 32,3 МПа, коефіцієнт аномальності 1,37.

Іванківське нафтове родовище

Відкрите в 1966 році і пов’язане з антиклінальною складкою Карпатського простягання з осями 7,5×3 км, амплітуда структури 1450м, Виділяються Пом’ярківський, Іваниківський і Південно-Іваниківський блоки, які поділені між собою тектонічними розривами. Продуктивними є менілітові відклади олігоцену і вигодська світа. Дані про їх пористість і проникність приведені в таблиці 8. Ко­лекторами є пісковики і алевроліти. Покришки представлені глинами воротищенської світи міоцену і аргелітами поляницької світи (міоцен-олігоцен). Поклади пластові склепінні і тектонічно екрановані. Режим покладів-пружний, розчиненого газу і газона­пірний. Початковій пластовий тиск на глибині 2748 м (олігоцен) по 40,8 МПа, коефіциєнт аномальності 1,48. У вигодській світі по­чатковий пластовій тиск на глибині 3126 м - 41,8 МПа, що відпо­відає коефіцієнту аномальності 1,34.

Орів-Уличнянське нафтове родовище

Відкрите в 1962 році і пов’язане з антиклінальною складкою Карпатського прогину. Орієнтований розмір осей складки 8x7 км, амплітуда структури 1100 м. Продуктивними є менілітові відклади олігоцену. Поклади пластові, літологічно обмежані і тектонічно екрановані, характеризуються режимом розчиненого газу. Колектори - пісковики і алевроліти. Відкрита пористість колекторів 7-13%, проникність до 105·10¹⁵м². Породами покришками, є глини і аргі­літи воротищенської (міоцен) і поляницької світ (міоцен-олігоцен). Початковий пластовий тиск на глибині 3133 – 35,9 МПа, коефіцієнт аномальності 1,15.

Стинявське нафтове родовище

Відкрите в 1968 році у межах Стинявської антиклінальної склад­ки, яка є поділена тектонічними порушеннями на чотири блоки: Довголукський, Моршинський, Тинявський і Північно-Болехівський. Розмір осей основного Довтолукського блоку 9×7,9 км,. амплітуда структури 500 м. Продуктивними є менілітові відклади олігоцену і вигодська світа еоцену. Відкрита пористість колекторів оліго­цену 11,2%, проникність до 45·10^-15м². Пісковики еоцену мають відкриту пористість 12,6% і проникність також до45·10^-15м². Породи-покришки – глинисті утворення поляницької (міоцен-олігоцен) і бистрицької (еоцен) світ. Поклади пластово-склепінні і текто­нічно екрановані, режим покладів пружний. Початковий пластовий тиск у Довголукському блоці на глибині 3785 м (олігоцен) 40 МПа. Кое­фіцієнт аномальності 1,08; на глибині 3805 м (еоцен) ці значення дорівнюють відповідно 41 МПа і 1,15 МПа.

Струтинське нафтове родовище

Відкрите в 1963 році пов’язане з антиклінальною складкою Кар­патського прогину з осями 11,2×2,5 км, амплітуда складки 1300 м. Антикліналь ускладнена шістьма тектонічними порушеннями. Продуктивними є менілітові відклади олігоцену і породи еоцену. Колекторами є пісковики і алевроліти. Відкрита пористість колекторів у середньоменілітових відкладах 8-10%, проникність 0,1–6,4·10^-15·м²; в нижньоменілітовій підсвіті ці зна­чення дорівнюють відповідно 9,37% і 0,1-5·10^-15·м², у еоценових колекторах до 12% і 0,1·10^-15·м². Покришки - глинисті породи по­ляницької (міоцен-олігоцен) і бистрицької світ (еоцен). Поклади родовища масивно-пластові склепінні і тектонічно-екрановані. Ре­жим менілітових покладів пружноводонапірний, в еоцені – розчине­ного газу. Початковий пластовий тиск на глибині 1900 м (олігоцен) 24 МПа, коефіцієнт аномальності 1,25.

Вигода-Витвицьке нафтове родовище

Відкрите в 1967 році у вєрхньоменілітових відкладах олігоце­ну. Пов’язане з антиклінальною складкою Карпатського простягання, яка є ускладнена поперечним тектонічними розривами. Розмір осей складки 12×3,4 км, амплітуда 1100м. Поклад пластовий склепінний, тектонічно-екранований. Режим покладу – пружний і частково роз­чиненого газу. Колектори репрезентовані пісковиками і алевролі­тами, відкрита пористість яких коливається від 0,4 До 2% , проник­ність 0,01·10^-15·м². Породами-покришками є глинисті відклади поляницької світи (міоцен-олігоцен). Початковий пластовий тиск на гли­бині 3350 м становить 38 МПа, коефіцієнт аномальності 1,13.

Північно-Долинське нафтове родовище

Відкрите в 1954 році і пов’язане з антиклінальною складкою Карпатського простягання. Розміри осей 14×3 км і амплітуда 600 м. Складка дуже ускладнена (до 14 поперечних і до 4 поздовжніх тек­тонічних порушень підкинуто-насуненого характеру). Продуктивними є менілітові відклади олігоцену, породи вигодської і бистрицької світи еоцену. Колектори-пісковики і алевроліти. Відкрита пористість пісковиків пересічно 9%, проникність 0,1-40×10^-15·м². Породи-пок­ришки – глинисті відклади поляницької (міоцен-олігоцеи) і бистри-цької світ (еоцен). Тип покладів пластовий склепінний і тектонічно екранований. Режим - пружний в еоценовому і олігоценовому покладах. Початковий пластовий тиск на глибині 3017,5 м у менілітовому покладі 34,7МПа, коефіцієнт аномальності 1,15.

Долинське нафтове родовище

Відкрите в 1950 році, пов’язане.з антиклінальною складкою Карпатського простягання. Розмір осей 12×2,6 км і амплітуда 1150 м. Складка ускладнена вісьмома поперечними тектонічними порушенням, а також повздовжнім насуненням. Продуктивними є менілітові відкла­ди олігоцену і породи еоцену. Колектори-пісковики, рідко алевролі­ти. Відкрита пористість пісковиків 8-10%, проникність 0,1-110×10^-15·м² Покришки ускладнені глинистими породами поляницької світи (міоцен-олігоцен) частково бистрицької світи (еоцен). Тип покладів масивно-пластовий склепінний і тектонічно-екранований, режим пружноводонапірний. Початковий пластовий тиск на глибині 2303 м у меніліто­вому покладі 29,2 МПа, коефіцієнт аномальності 1,27 на глибині 2500м в еоценовому покладі ці значення відповідно дорівнюють 31,4 МПа і 1,26 МПа.

Спаське родовище нафти

Відкрите в 1959 році. Пов’язане з антиклінальною складкою Карпатського простягання з осями розміром 9,2×3,0 км і амплітудою 1300м. Продуктивними є верхньоменілітові відклади олігоцену. Скле­піння складки зрізане площиною регіонального насунення Скибової зони Кар­пат, від якого продуктивний горизонт у кульмінаційній частині складки відділений лише декількома десятками метрів. Колектори-пісковики і алевроліти, відкрита пористість дорівнює 8,5%. Про­никність - до 3,5×10^-15·м². породи-покришки згорнені аргіліта­ми, які залягають у покрівлі верхньо-менілітових відкладів, а також утвореннями палеогену Скибової зони Карпат. Поклад масивно-пластовий, з північного сходу тектонічно-екранований. Режим пружноводонапірний. Початковий пластовий тиск на глибині 1870 м становить 17,0 МПа, коефіцієнт аномальності 0,9.

Космачське газоконденсатне родовище

Відкрите в 1967 році у менілітових відкладах олігоцену і породах манявської світи еоцену. Пов’язане з антиклінальною складкою Карпатського простягання з осями 10,5×2,3 км і амплітудою складки 1100 м. Колектори-пісковики і алевроліти. Відкрита пористість пісковиків від 6,0 до 13,6 %. Породи-покришки репрезентовані гли­нистими утвореннями воротищенської (міоцен), поляницької (міоцен-олігоцен) і бистрицької (еоцен) світ. Тип покладів пластовий скле­пінний з режимом газу, який розширюється. Початковий пластовий тиск на глибині 3100 м у менілітовому покладі 38,1 МПа, коефіцієнт аномальності 1,23.

Росільнянське газоконденсатне родовище

Відкрито 1963 році і пов’язане з антиклінальною складкою Кар­патського простягання, з розміром осей 10,5×1,9 км і амплітудою складки 600 м. Продуктивними є менілітові відклади олігоцену і по­роди манявської світи еоцену. Колектори репрезентовані пісковика­ми. Відкрита пористість пісковиків від 3,5 до 15 %. По­роди-покришки глинисті відклади бистрицької світи еоцену. Тип пок­ладів масивний у манявській світі та пластовий склепінний у мені­літових відкладах з режимом газу, який розширюється. Початковий пластовий тиск на глибині 3002 м (еоцен) 39,0 МПа, коефіцієнт ано­мальності 1,30.

Гвіздецьке нафтове родовище

Відкрите 1964 році, пов’язане з антиклінальною складкою. Кар­патського простягання з осями 4,2×1,2 км і амплітудою 800 м. Про­дуктивними є середньо і нижньоменілітові відклади олігоцену, а також породами вигодської світи еоцену. Колектори представлені пісковиками з відкритою пористістю 10,5% і проникністю 19-51,6·10^-15·м². Покришки складені глинистими породами поляницької (міоцен-олігоцен) і бистрицької (еоцен) світ. Типи, покладів пластові склепінні і тектонічно-екранован, з пружньоводонапірним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 1985,5 м (олігоцен) 40,2 МІІа, коефіцієнт аномальності 2,02; на гли­бині 2219 м (еоцен) ці значення відповідно дорівнюють 41,9 МПа і 1,88.

Пнівське нафтове родовище

Відкрите 1963 році у середньо- і нижньоменілітових відк­ладах олігоцену. Пов’язане з антиклінальною складкою з осями 11,2×2,3 км і амплітудою складки 2000 м. Складка ускладнена п’ятьма поперечними тектонічними порушеннями. Колектори представлені пісковиками з відкритою пористістю 9-10% і проник­ністю до 61,6·10^-15·м².

Покришка згорнена засоленими глинами воротищенської сві­ти міоцену. Тип покладів пластовий склепінний і тектонічно-екранований, режим - пружний і розчиненого газу. Початковий плас­товий тиск на глибині 2100 м становить 32,1 МПа, коефіцієнт аномальності 1,52.

Битків-Бабчинське нафтове і газоконденсатне родовище

Відкриття родовища відноситься до 1890-1870 років, коли нафту в цьому районі почали видобувати за допомогою колодязів (копанок). В 1899 році одержаний перший фонтан нафти із менілітових відкладів на складці "Стара копальня", а відтак 1913 рік - на складці "Дін". В 1951 році виявлено промислову нафтогазоносність складки "Глибинна" у відкладах менілітової світи. В 1958 році відкрито газоконденсатний поклад у еоценових відкладах.

Родовище має назвичайно складну будову. Окремі складки на­сунені одна на одну і дуже порушені поперечними тектонічними роз­ривами, по яких зсунулись тектонічні блоки. У розрізі родовища виділяють два структурні яруси. Колектори репрезентовані піско­виками з відкритою пористістю 10%; проникністю до 130·10^-15·м². Поклади пластові склепінні і тектонічно екрановані. Режими пружноводонапірні, пружні і розчиненого газу.

Початкові пластові тиски у різних блоках і згортках зміню­ються від аномально-високих до аномально-низьких. У другому струк­турному ярусі у Битківсько-Пасічнянському і Бабче-Старунському блоках початкове пластове тиснення на глибині 2475 м (верхньоменілітова підсвіта олігоцену) дорівнює 27,7 МПа, коефіцієнт аномальності 1,12, а на Раковецькій ділянці Дзвиняцького блоку друго­го структурного ярусу, на глибині 2460 м (верхньоменілітова під­світа олігоцену) ці показники відповідно дорівнюють 10,6 МПа і 0,44 МПа.