2.2. Тектоніка.
За сучасними даними Західний регіон України поділяється на такі тектонічні одинці: Західно-Європейська і Східно-Європейська платформи (Дністровський перикратон, Львівський палеозойський прогин, Рава-Руська складчаста зона); Передкарпатський прогин (Більче-Волинська зона, Самбірська зона, Бориславсько-Покутська зона); Складчасті Карпати (Скибова зона, Дуклянська зона, Чорногорська зона, Пенінська зона та ін.); Закарпатський прогин. Карпати у загальному плані складаються з двох частин : Внутрішніх, які сформувалися у допізньо-крейдовий шлях, і Зовнішніх, які являють собою утворення заключного етапу розвитку Карпатської геосинкліналі (крейда – палеоген). Внутрішні Карпати на території України майже повністю перекриті молодими породами Закарпатського неогенового прогину.
У Бориславсько-Покутській зоні відомі нафтові та газоконденсатні поклади, родовища камінної та калійних солей. Ця зона – це великий текто-нічний покрив, укладений насувами нижчих порядків. В її межах розвинуто багато лінійно-витягнутих, переважно асиметричних антиклінальних складок, нахилених до північного сходу, з відносно пологими південно-західними і крутими, підвернутими, розірваними насувами північно-східними крилами. Між собою складки розділені насувами з амплітудою до 1-2 км, а синкліналі, як правило, редуковані. Є також насуви з амплітудою до 3-8 км, які створюють своєрідну ярусність у взаємо розташуванні локальних структур зони. Найбільш чітко вона фіксується на північному-заході, де встановлено 3 яруси, які знаходяться один під одним. До південного сходу нижні яруси поступово висуваються вперед, по відношенню до верхніх з одночасним зростанням кількості складок і ярусів (до 5).
Важливою рисою Бориславсько-Покутської зони є велика кількість поперечних розривів, які розбивають її на окремі блоки. Нерідко вони локалізуються в межах одного ярусу, іноді пересікають усі.
Північно-східна межа Бориславсько-Покутської зони визначається кру-тим насувом, який стає більш похилим лише на рівні нижнього ярусу складок. По ньому соленосні утворення, що лежать на флішових породах, контактують з потужними строкатобарвними товщами Симбірської одиниці. На поверхні ширина Бориславсько-Покутської зони змінюється від 500-600 м на північному заході до 15 і 18 км у межах майданського і покутського під-нять відповідно. На глибині вона ширша за рахунок частини, яка перекрита насувом Скибівської зони Карпат, і становить 7, 17, 25-27 км для цих самих перетинів.
2.3. Відомості про нафтогазоносність і водоносність розрізу.
Нафтогазогеологічне районування Західного регіону України ґрун-тується на виділенні територій, близьких за історією геологічного розвитку, будовою та умовами нафтогазонакопичення. За прийнятою в УкрДГРІ схе-мою воно має такий вигляд: Балтійськопереддобрудзька нафтогазоносна про-вінція: А Волино-Подільська нафтогазоносна область(Волинський нафтогазо-носний район (НГР), Подільський перспективний район (ПР), Бузький газо-носний район (ГР), Нестеровський перспективний район); Карпатська нафто-газоносна провінція: Б Предкарпатська нафтогазоносна область (Більче-Волинський нафтогазовий район, Бориславсько-покутський нафтогазонос-ний район), В Карпатська нафтогазоносна область (Скибовий нафтогазонос-ний район, Кросненський перспективний район), Г Закарпатська газонос-на область( Мукачівський газоносний район, Солотвинський газоносний район).
Невеликі поклади нафти в межах цієї зони містять верхньо-крейдові ут-ворення флішової формації. Основним нафтогазоносним комплексом є па-леоген. По його горизонту розподіл покладів нерівномірний: найменше їх в утвореннях палеоцену, найбільше – олігоцену. Останні містять промислові скупчення майже у всіх родовищах Бориславсько-Покутської зони і є, таким чином, регіонально нафтогазоносним. Тут скупчення вуглеводнів пов’язані з асиметричними, нерідко лежачими антикліналями. Поклади пластові скле-пінні та масивно-пластові, здебільшого тектонічно екрановані поперечними скидами і скидо-зсувами. В цій зоні переважно одно пластові поклади. У Бо-риславсько-Покутському НГР в структурах першого ярусу тиски близькі до гідростатичних або більші за них. Значні надлишкові тиски за рахунок ве-ликого поверху нафтогазоносності встановлені на Бориславському та Волин-ському родовищах, де перевищення тиску над гідростатичним перевищує 4-6 МПа. Максимальні перевищення – 44,2–50,3 МПа (градієнт 1,93-2,04)–зафік-совані у підвернутих крилах складок першого ярусу.У Бориславсько-Покут-ській зоні(Соколовецьке родовище) найбільші глибини з яких отримані прип-ливи нафти – 5700-5800м.Густина нафт змінюється у широкому діапазоні:у верхніх горизонтах (легкі)750-800 кг/м3, до(більш важчі)880-920кг/м3. Інколи доходить навіть до 1000 кг/м3.Середня молекулярна маса нафт 230. Її варіації адекватні.змінам густини.Родовище містить нев’язкі нафти.Вміст легких вуг-леводнів,що википають до 423 градусів,становить10-20%.Багато сірки(1-8 %) у нафтах зони контакту нафта-вода (Бориславське родовище).За вмістом па-рафіну це родовище відноситься до слабопарафінистих (менше 2%), за вміс-том смолисто-асфальтенових компонентів–до середньосмолистих(5-10%).
До„жирних”,збагачених гомологами метану,відносяться гази,розчинені в нафтах.На Бориславському родовищі гомологів близько13-20%.Вміст етану у розчинених газах Бориславсько-Покутського НГР змінюється від3до8%.Кіль-кість пропану змінюється від 2 до 6%. Бутану в газах 0,5-4%, пентанів 1-3%.
3.1. Аналіз добувних здібностей свердловин.
1. Визначення максимально допустимого тиску у свердловині.
=
при n
=
при n
-
максимальний допустимий тиск, МПа;
- тиск насичення,
МПа;
свердловина №192
n = 37,2 %
=
свердловина №193
n = 96,5 %
свердловина №194
n = 99 %
свердловина №200
n = 71,9 %
2. Визначення максимально допустимого дебіту свердловини
-
максимально допустимий дебіт свердловини,
м3/добу;
-
коефіцієнт продуктивності,
т/добу/МПа;
-
пластовий тиск, МПа;
- максимальний допустимий тиск, МПа;
свердловина №192
/
свердловина №193
свердловина №194
свердловина №200
3. Визначення різниці між максимальним дебітом та фактичним дебітом свердловини
різниця між
max.дебітом і
фактичним дебітом свердловини, м3/добу
- максимально допустимий дебіт свердловини,м3/добу
фактичний
дебіт свердловини, м3/добу
свердловина№192
свердловина №193
свердловина №194
свердловина №200
Таблиця.
№ п/п |
№свердл. |
К м3/доб/МПа |
Рmax.доп МПа |
Qmax.доп М3/добу |
м3/добу |
1 |
192 |
0.2 |
22.5 |
3.28 |
-4.59 |
2 |
193 |
0.1 |
9 |
2.9 |
2.56 |
3 |
194 |
0.2 |
9 |
5.76 |
5.54 |
4 |
200 |
1.3 |
9 |
28.8 |
23.86 |
Висновок:
Виходячи з розрахунків, які наведені вище видно, що в свердловинах №193 різниця між максимальним і фактичним дебітом невелика, тому я рекомендую залишити видобуток на попередньому рівні. У свердловині №192;194;200 різниця досить велика, тому потрібно провести заміну обладнання (ШСН).