1.3 Сведения о нефтегазоносности и водоносности разреза

По принятой в УкрГГРИ схеме нафтогазогеологическое разрушение Западного региона выглядит так: Балтийсько передо брудзька нефтегазоносная провинция: Волыно-Подольская нефтегазоносная область (Волынский нефтегазоносный район (НГР), Подольский перспективный район (ПР), Бугский газоносный район (ГР), Нестеровский перспективной район); Карпатская нефтегазоносная провин-ция: Предкарпатська нефтегазоносная область (Бильче-Волынский нефтегазовый район, Бориславская-Покутский нефтегазоносный район), Карпатская нафтогазоно сна область (Скибових нефтегазоносный район Кросненський перспективный район), Закарпатская газоносные область (Мукачевский газоносный район, Солотвинский газоносный район).

Процесс нефти в недрах предопределяется совокупностью благоприятных геологических факторов и прежде всего особенностями тектоники местности, литолого-фациальным составом отложений и гидрогеологическими условиями района. При генетическом разрушении нефтегазоносных территорий предпочтение следует отдавать структурно-тектоническом фактора. Нефтеносная территория Бориславская-Покутско зоны дает основание рассматривать эту геотектонические единицу, как отдельную нефтегазоносную область, которая характерезуется единством геологического строения и геологической истории развития, сходством региональных условий литогенеза включая условия нафто газо рождений и условия нефтегазонагромадження. Основным нефтегазоносным комплексом являются палеоген. По его горизонта залежей неравномерно: меньше их в образованиях палеоцена,. Последние содержат промышленные скопления почти во всех месторождениях Бориславско-Покутской зоны. Здесь скопление углеводородов связано с асиметричными, нередко лежащими антиклинали.

Нефтеносным является разрез от Воротищенськои миры эоцена в Манявский миоцена включительно, но промышленные залежи имеются только в образованиях менилитовые, Быстрицкая, Выгодский и Манявский мир. Скопления нефти в разрезе менилитовых миры содержатся в пластах песчаников и алевролитов. Вся толща делится на три горизонта: первый-верхньоменилитова, второй-середньоменилитова и третий-нижньоменилитова подсвиты. В каждом из них выделяют от 4-6 до 15-20 пластов песчаников толщиной 0,5-8 м. Песчаность возрастает с глубиной. Если средняя эффективная толщина первого горизонта 12 м, то другого-38 м, а третьего-93 г. Соответственно меняются и начальные дебиты скважин: с первого горизонта 5,5-30, с другой-35-70, третьего-до 450 т / сутки. Отсутствие водоносных горизонтов среди нефтяных дала возможность эксплуатировать залежи менилитовых миры общим фильтром длиной от 100 до 600 м как объект разработки.

Второй объект разработки объединяет залежи Быстрицкой и Выгодский мир. В первые встречается от 2 до 7 песчаных пластов, во второй-11-20 пластов, которые вмещают основную часть запасов месторождения.

Образования Манявский миры является третьим объектом разработки, охватывающей до 8 пища ¬ них пластов. Залежи месторождения имеют общий водонефтяной контакт и по типу относяться к массивно-пластовых сводчатых тектонически-экранированных. Естественный режим их упругий и растворенного газа.

Промышленная разработка менилитовых залежи осуществляется с 1956г., Выгодская-Быстрицкой - с 1959г., А Манявского - с 1961г. Каждый залежь розбуривался самостоятельной сеткой скважин, но некоторые из них разрабатывали два залежи одновременно. Всего на месторождении пробурено 356 сверло ¬ вин, из которых 31 ликвидирована после бурения. В эксплуатации находилось 289 сверло ¬ вин, ликвидирован после нее 9.Максимальна количество действующих добывающих сверло ¬ вин-190 (1991 и 1993 гг.) Пластовое давление поддерживалось в течение всего периоду обводнения (закачка воды) 129 скважинами, из которых 26 уже ликвидировано. Максимальное количество действующих нагнетательных скважин-74 (1987-1989 гг). Наибольшая плотность сетки скважин-8, 2 га на скважину, текущая, при имеющемся фонде, - 9,2 га на св ..

Менилитовых залежь разрабатывается 86 скважинами, 60 из которых имеют дебиты нефти меньше 1 т / сутки (в среднем 0,2 т / сутки). Основная добыча (64%) в 1993г. получено из 23 скважин дебит которых изменяется от 1 до 6 т / сутки. Боль ¬ шей дебит (8-9 т / сутки) имели лишь три скважины. Скважины эксплуатируются преимущественно глубинно-насосным способом. Добыча нефти составляет 99,4% (средний дебит нефти-1, 2, жидкости-6, 6 т / сутки).

Закачка воды в менилитовых залежь осуществляется через 32 скважины и обеспечивает компенсацию текущего отбора в пластовых условиях на 119,1%. Средня нагнетательных скважин-23, 7 куб.м. / сутки при давлении нагнетания 14-16 МПа. Текущий пластовое давление составляет 22,0 МПа. Добыча нефти с Выгодская-Быстрицкого залежи осуществляется 93 скважину ¬ нами, 9 из которых характеризуются дебитом менее 1 т / сутки ,58-от 1 до 5,13-от 5 до 10, 10-от 10 до 20 и только в трех скважинах он больше 20 т / сутки.

Скважины эксплуатируются фонтанным и насосно-глубинным (84) спосо-бами. Добыча из первых составляет 8,9% (средний дебит нефти-5, 2 т / сутки, жидкости-77, 5 т / сутки), из вторых-91, 1% (средний дебит нефти-9, 0 т / сутки, жидкости -88,2 т / сутки).

Закачки воды осуществляется через 31 св. Средняя нагнетальних скважин 211,4 куб.м / сутки при давлении нагнетания 14-16 МПа. Текущий пластовое давление 25,8 МПа.

Добыча нефти на Манявскому клади осуществляется 24 скважинами, 12 из которых характеризуются дебитами меньшими 1 т / сутки,

Фонд добывающих скважин эксплуатируется преимущественно глубинно-насосным способом, только три св. - Фонтанным. Из последних одна скважина характеризуется дебитом нефти 18,1 т / сут, жидкости-32, 4, а дебит двух других не превышает 0,3 т / сут нефти и 38-ридини.Видобуток нефти из насосных скважин становить 62, 7%. Средний дебит нефти 1,6 т / сут, жидкости-14, 2.

Закачки жидкости в Манявский залежь осуществляется через 12 св., Средняя приймальнисть которых 39,3 куб.м / сутки при давлении нагнетания 14-16 МПа.

Текущий пластовое давление в залежи 24,7 МПа.

Так, залежи месторождения массивно-пластовые, сводчатые, тектонически экранные, один из них - пластовое, литологические ограничен. Коллекторы - песчаники и алевролиты. Тип коллектора порово-трещинных (Пористость 7,8-12,3%, проникность 0,1-110 мД.). В Бориславская-покутском НГР в структурах первого яруса давления близки к гидростатических или больше них. Глубина залегания кровельных ¬ вли залежи 1600 м, Глубина залегания нефтеносных слоев - 1600-3000 м., мощность пластов - до 100-120 м. Высота Залежи 1401 г. Начальное пластовое давление 30,4 МПа, температура 54-82 ° С . Режим залежей упругий и растворенного газа. Запасы начальные извлекаемые категорий А + В + С1: нефти - 38320 тыс. т; растворенного газа - 12963 млн. м ³. Плотность дегазированной нефти 769-844 кг / м ³. Содержание серы в нефти 0,17-0,32 масс.%, Парафина 8,3-11,5%, смол 6 -19%. Способ эксплуатации - фонтаны и насосный. Для поддержания пластового давления используется законтурном заводнения.