1.1Краткая геолого-промышленная характеристика

По современным данным Западный регион Украины делится по следующим тектоническими единицами: Западно-Европейская и Восточно-Европейская платформы (Днестровский перикратон, Львовский палеозойский прогиб, Рава-Русская складчато зона); Предкарпатский прогиб (Бильче-Волынское зона, Самборская зона, Бориславская-Покутская зона ); Складчатые Карпаты (Скибових зона, Дуклянский зона, Черногорская зона, Пенинска зона и проч.) Закарпатский прогин.Карпаты в общем плане состоят из двух частей: Внутренних (меловой период) и Внешних, которые представляют собой образование заключительного этапа развития Карпатской геосинклинали . Внутренние Карпаты на территории Украины почти полностью перекрыты молодыми породами Закарпастького неогенового прогиба.

Чечвинское нефтяное месторождение приурочено к Бориславская-Покутского нефтегазоносного района Предкарпатського разгиба, который занимает промежуточное положение между Юго-Западным склоном Восточно-Европейской платформы и Карпатской складчатой ​​области.

Чечвинское месторождение относится к Нижнеструтинской структуры в пределах Рожнятовского блока, которая является асимметричной антиклиналлю северо-западного простирания.       Нижнеструтинской структура - это слабо напряжённая структура, в строении которого хорошо прослеживаются сводчатая часть, крылья и периклинали, которые частично разрушены поперечными и продольными тектоническими нарушениями, на что указывает отсутствие четко выраженной периклинали и частичная разрушенность северо-восточного крыла. Эта структура имеет сохранены подвернуты крыла.

В тектоническом отношении месторождение находится в первом ярусе складок центральной части Борислав-Покутско зоны.

Нижнеструтинской структура в пределах Рожнятовского блока представляет собой асимметричную антиклиналь северо-западного простирания размерами 3 × 2,6 км и высотой до 800 м. В северо-западном направлении осевая часть складки погружается. Северо-восточное крыло ее крутое, пидвернуте и частично срезанные надвигов, юго-западное - широкое, наклоненное под углами 35-45 градусов в присклепинний части. На контакте с верхньострутинською структурой оно образует синклинальных перегиб. Поперечными складка разбита на блоки, которые гидродинамически отделены.

В пределах Рожнятовского блока, где сосредоточены основные запасы нефти и газа месторождения, выделяется шесть участков (1-V1), границами которых являются поперечные тектонические нарушения с амплитудой 20 - 50 м. участки продольными V, V и V , Из них нарушениями разделены еще на две или три части. Однако среди упомянутые тектонические нарушения не являются экранирующими, особенно в эоценовых отложениях, где глинистые прослойки между слоями - коллекторами характеризуются незначительной толщиной.

1.2 Сведения о нефтегазоносность и водоносность разреза

Процесс нафтонагромадження в недрах предопределяется совокупностью благоприятных геологических факторов и прежде всего особенностями тектоники местности, литолого фациальным составом отложений и гидрогеологическими условиями района. При генетическом районировании нефтегазоносных территорий предпочтение следует отдавать структурно-тектоническом фактора.

Нефтеносная территория Бориславская-Покутско зоны дает основание рассматривать эту геотектонические единицу, как отдельную нефтегазоносную область, которая характеризируется единством геологического строения и геологической истории развития, сходством региональных условий литогенеза включая условия нефтегазо проявления и условия нефтегазонагромождения.

Промышленные запасы углеводородов связаны с пластами песчаников и алевролитов, залегающих среди глинистых пород, от средньоменилитових к верхней части Манявских отложений в пределах Рожнятовского и Болеховского блоков. При этом основные запасы нефти и газа сосредоточены в коллекторах Выгодский и Быстрицкой мир. По результатам промыслово-геофизических исследований и испытания скважин они образуют единый (эоценовых) нефтяной залежь с газовой шапкой в ​​верхней его части. Наличие газовой шапки установлена ​​в пределах наиболее припиднятих участков - Рожнятовского блока.-V, а также в юго-западной части участка V 

В обоих участках Болеховского блока - залежь часто нефтяной, а в северо-восточной части участка V1 Рожнятовского блока по результатам испытания установлено газовый залежь с широкой водоплавающей зоной. Положение газонефтяного контакта для эоценового положу определялось в основном по результатам испытания скважин, поскольку эффективные геофизические методы распознавания нефте-и газонасыщенных пластов практически отсутствуют. В -V участков Рожнятовского блока газонефтяных контакт установленрамках на абсолютной отметке - 2138 м, а в пределах участка VI - на абсолютной отметке - 2412 м.

Положение Болеховского блока обосновановодонефтяной контакт в пределах участка материалами испытания и результатами промыслово-геофизических исследований скважин 143, 34 и 148 на абсолютной отметке - 2782 м, в пределах участка II этого же блока по материалам скважин 141, 162, 147, 140 - на абсолютной -VI участков Рожнятовского блока поотметке - 2548,6 м, а в пределах результатам материалов более 40 скважин - на абсолютной отметке - 2539 м.

По результатам промыслово-геофизических исследований разрез кливського горизонту характеризуется как нефтенасыщенный и в восточной части участка V Рожнятовского блока, но промышленных притоков нефти при испытании его в скважине 18 не получено.

В пределах участка ИИ Рожнятовского блока раздел нефть - вода по результатам промышленно-геофизических исследований принят на абсолютной отметке-2229, 5 м, которая соответствует середине расстояния между наиболее низко расположенной подошвой нефтенасыщенного пласта в скважине 8 (минус 2229 м) и кровлей наиболее высоко расположенного водоносного пласта в скважине 81 (минус 2230 м). Следует однако заметить, что упомянутые пласты как нефтенасыщении, так и водоносные относятся к разрезу песчано-аргилитового горизонта. Кливський горизонт в большинстве скважин участка ИИ представлен алевролитами с очень низкой пористостью, которые практически не могут вместить промышленных запасов нефти. но в скважине 182 в интервале залегания кливського горизонта выделяются пласты алевролитов с пористостью от 10% до 12% и по данным промыслово-геофизических материалов они являются нафтонасиченимы к абсолютной отметке - 2325,8 м.

На участке ИИИ Рожнятовского блока, учитывая результаты испытания скважины 164, где из интервала 2544 - 2600 м, что соответствует абсолютным отметкам -2125 - 2181 м, получен приток нефти с водой (5,92 т / д, из них нефти - 5,0 т / д) и тот фактор, что при наличии коллекторов в большинстве скважин покровля водоносных пластов прослеживается до абсолютной отметки-2133 м положение ВНК рекомендуется принять на абсолютной отметке -2133 м в отличие от установленного при подсчете запасов - на абсолютной отметке - 2075м .

Относительно остальных участков Рожнятовского блока (IV-VI), то по результатам испытания и интерпретации материалов промыслово-геофизических исследований значительной разницы в высотном положении начального водонефтяной контакт для них нет и поэтому он для всех этих участков установлен на абсолютной отметке -2075 г.

Залежи месторождения пластовые, сводчатые, тектонически-экранированные. Коллекторы - песчаники и алевролиты. Тип коллектора порово трищинний.В Бориславская-покутском НГР в структурах первого яруса давления близки к гидростатических или больше них. Режим залежей упругий и растворенного газа. Запасы начальные извлекаемые категорий А + В + С1: нефти - 981 тыс. т; растворенного газа - 135 млн. м ³. Плотность дегазированной нефти 854-855 кг / м ³. Содержание серы в нефти 0,09-0,21 масс.%, Парафина 8,3-11,5%, смол 6 -19%. Способ эксплуатации - фонтаны и насосный.