2.2 Тектоніка

За сучасними даними Західний регіон України поділяється за такими тектонічними одиницями: Західно-Європейська і Східно-Європейська платформи (Дністровський перикратон, Львівський палеозойський прогин, Рава-Руська складчата 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 (крейдовий період) і Зовнішніх, які являють собою утворення заключного етапу розвитку Карпатської геосинкліналі.Внутрішні Карпати на території України майже повністю перекриті молодими породами Закарпастького неогенового прогину.

Спаське-глибинне нафтове родовище приурочене до Бориславсько-Покутського нафтогазоносного району Предкарпатського розгину,який займае проміжне положення між Південно-Західним схилом Східно-Європейської платформи і Карпатської складчастої області.

Для району родовища характерний покривний стиль тектоніки. Берегова скиба Карпат повністю перекриває Спаську та Верхньострутинську складки першого ярусу і частково Нижньострутинську. Ці структури, в свою чергу, взаємно насунуті у північно-східному напрямку одна на одну і на структуру другого ярусу. Нижньострутинська фронтальна складка першого ярусу має широке (до 7 км) підвернуте північно-східне крило, яке поверхнями насувів відділене від неї і структурного другого ярусу, що залягають нижче. Нахил підвернутого крила змінюється від майже горизонтального до 50-60 градусів. Невеликими за амплітудою під

кидами воно розділене на три частини: північно-східну, центральну і південно-західну. Кожна з них поперечними скидо-зсувами розбита на блоки. Родовище пов’язане з трьома блоками південно-західної частини. Розмір останньої, по покрівлі продуктивного горизонту 7×1,5×1,7 км, висота 700м.

В геологічній будові родовища приймають участь відклади верхньої крейди, щебену і поледину.

У тектонічному відношенні родовище знаходиться в першому ярусі складок центральної частини Бориславо-Покутської зони.

2.3 Відомості про нафтогазоносність і водоносність розрізу

Процес нафтонагромадження в надрах зумовлюється сукупністю сприятливих геологічних факторів і перш за все особливостями тектоніки місцевості, літолого фаціальним складом відкладів та гідрогеологічними умовами району. При генетичному районуванні нафтогазоносних територій перевагу слід віддавати структурно-тектонічному фактору.

Нафтоносна територія Бориславсько-Покутської зони дає підставу розглядати цю геотектонічну одиницю, як окрему нафтогазоносну область, яка характерезується єдністю геологічної будови та геологічної історії розвитку, схожістю регіональних умов літогенезу включаючи умови нафтогазоутворення і умови нафтогазонагромадження.

Основним нафтогазоносним комплексом є палеоген. По його горизонту розподіл покладів нерівномірний: найменше їх в утвореннях палеоцену, найбільше-олігоцену. Останні містять промислові скупчення майже у всіх родовищах Бориславсько-Покутської зони.Тут скупчення вуглеводнів пов’язано з асиметричними, нерідко лежачими антикліналями.

Поклад нафти міститься у пісковиках та алевролітах нижньоменілітової підсвіти з відносно не високими колекторськими властивостями. За типом він пластовий, склепінний, тектонічно екранований. Режим його пружний і розчиненого газу. Водо-нафтовий контакт умовно прийнятий по нижній частині інтервалу

випробування у свердловині 21-Спаська на абсолютній глибині – 4147м. для всіх блоків.

Основним об’єктом розробки на Спасько глибинному родовищі є олігоценовий поклад, який включає запаси нафти і газу, пов’язані з менілітовими відкладами. Враховуючи це, більш детальна характеристика колекторів приводиться починаючи саме з цих відкладів.

У верхньоменілітовій світі пласти пісковиків і алевролітів виявлені, як правило, тільки у попельській фації, де за матеріалами промислово-геофізичних досліджень вони групуються у три пачки: “1” , “2” і “3”.

Пачка “1”, що залягає у покрівлі попельської фації, представлена в основному одним пластом і лише в деяких свердловинах зустрічається два пласти. Товщина її змінюється від 1,8 до 12,4 м, але як колектор вона має обмежене поширення. Пористість колекторів пачки “1” змінюється від 7 % до 12 ,2 %, а в середньому складає 9,3 %.

У розрізі пачки “2” верхньоменілітової світи виділяється від одного до трьох пластів пісковиків, які поширені майже на всій площі, за винятком південно-східної частини родовища, де у свердловинах 72, 108, 109 вони представлені не колекторськими різновидностями порід. Ефективна товщина пачки змінюється від 2 до 15 м, а пористість окремих пластів – від 7 % до 13,3 %.

Сама нижня третя пачка верхньоменілітової світи представлена в більшості свердловин глинистими породами з прошарками гравелітів і конгломератів. Пласти пісковиків з пористістю більшою від 7 % зустрічаються в окремих свердловинах і товщина їх дорівнює 2 –3,4 м і лише у свердловині 178 досягає 7,2м.

На основі детальної кореляції розрізів свердловин нижньоменілітова світа також розділяється на три пачки пластів, які у порівнянні з верхньоменілітовою характеризуються значно більшою ефективною товщиною і пористістю. Так, пачка “”, яка розташована у покрівлі нижньоменілітової світи, має ефективну товщину від 2 до 34 м. Вона може бути представлена одним потужним пластом або кількома пластами, розділеними між собою мало проникними прошарками невеликої товщини. В окремих свердловинах кількість таких пластів збільшиться до п’яти і

навіть семи. Пористість колекторів пачки “” змінюється від 7 % до 14,5 %.

Пачка “” нижньоменілітової світи складається в основному з 3-5 пластів пісковиків, розділених малопотужними непроникними породами. В окремих зонах пласти пісковиків зливаються, а іноді пачка “” буває представлена навіть одним пластом, товщина якого досягає 27-34 м, хоч є свердловини, де кількість пластів досягає семи і дев’яти. В загальному на площі ефективна нафтогазонасичена товщина пачки “” змінюється від 2,2 до 50,6 м, а пористість окремих прошарків – від 7,3 % до 14,1 %.

Пачка “ІІІ” представлена в більшості одним або двома потужними пластами, в яких виділяються пласти з різною пористістю, але зустрічаються свердловини, де пачка складається із трьох-чотирьох пластів меншої товщини. Ефективна нафтогазонасичена товщина пачки “” змінюється від 2,4 до 59,8 м. Пористість більшості колекторів перевищує 10 %, а в цілому змінюється від 7,3 % до 14,4 %.

Щодо манявських відкладів, то нафтонасичені пласти пісковиків виявлені в них лише в окремих свердловинах, розташованих в найбільш припіднятій склепінній частині структури. Товщина таких пластів 1-5 м, а пористість від 7,2 % до 7,8 %.

Як уже зазначалося вище, пласти пісковиків і алевролітів характеризуються високою неоднорідністю по площі і розрізу. Вони часто заміщаються більш ущільненими породами і стають практично непроникними, особливо це харак­терне для еоценових відкладів. І якщо коефіцієнти поширення пластів-колекторів по площі і об’єму для менілітового покладу досягають 0,80 і 0,66, то для еоценового покладу вони зменшуються до 0,62 і 0,09 відповідно. При цьому у розрізі переважають пласти пісковиків і алевролітів з відносно низькими колекторськими властивостями.

Поклади родовища пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані.Родовища знаходяться у консервації. Колектори — пісковики і алевроліти. В Бориславсько-Покутському НГР в структурах першого ярусу тиски близькі до гідростатичних або більші за них. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти — 468 тис. т. Густина дегазованої нафти850

кг/м³. Вміст сірки у нафті 0,12 мас.%, . Спосіб експлуатації — насосний.