При випробуванні надроговикового горизонту в більшості свердловин отримано промисловий приплив нафти від 5 (свердловина 1675) до 20 т/добу (свердловина 1695). В свердловинах 1685 і 1630, пробурених в Пом`ярківському блоці, з цього горизонту одержано слабий приплив газу і води, а в свердловині 1542 припливу не одержано.

Підроговиковий і бориславський пісковик окремо випробувані в свердловині 1600, де з підроговикового горизонту отримано приплив нафти 50 т/добу, а з бориславського пісковика — 4 т/добу. Бориславський пісковик випробовувався і в свердловині 1603 — отримано приплив нафти дебітом 40 т/добу, а в свердловині 1630 (Пом`ярківський блок) відмічалися незначні газопрояви.

У свердловині 1687 всі три горизонти (надроговиковий, підроговиковий, бориславський пісковик) випробовувалися сумісно і отримано приплив нафти дебітом 26,7 т/добу. За невеликий проміжок часу свердловина почала обводнюватися, що свідчить про близькість контурних вод.

Пісковики, які залягають у верхній частині менілітової товщі, так звані “клівські” — випробовувалися в свердловині 1605, де отримано дебіт нафти 50 т/добу. В інших свердловинах припливу нафти не одержано, що свідчить про нерівномірне, лінзоподібне розповсюдження останніх.

Нафтогазоносність еоценових відкладів підтверджена рядом свердловин, які пробурені в склепінній частині складки. При випробуванні останніх дебіти змінювалися від 0,7 т/добу в свердловині 1619 до 125 т/добу в свердловині 1606. У Пом`ярківському блоці еоценові відклади випробовувалися в свердловині 1630 — отримано незначний приплив пластової води. Згідно результатів випро-бування менілітових і еоценових відкладів у Пом`ярківському блоці можна зробити висновок, що нафтоносні колектори на даній площі відсутні і ця ділянка виключена з підрахунку запасів.

У західній частині структури при випробуванні менілітових відкладів у свердловині 1611 в інтервалі 2414-2322 м отримано приплив нафти дебітом 30 т/добу.

У шістдесятих роках при проведенні розвідувальних робіт на Попельсь-кому блоці з метою вивчення геологічної будови і нафтогазонасиченості структур першого і другого ярусів, у південно-східній частині пробурені свердловини 1608 і 1609, які підтвердили наявність нафтових покладів у другому ярусі структур. При випробуванні менілітових відкладів у свердловинах 1608 і 1609 одержані дебіти 150 і 60 т/добу, а еоценових — 19 і 140 т/добу. Глибини залягання нафтових покладів, розкритих цими свердловинами виявилися на 160 м гіпсометрично вищими від аналогічних покладів Бориславського і Тустановицького куполів.

Це говорить про локалізованість розкритих покладів і відсутність гідродинамічного зв`язку з основним покладом.

Видобуток нафти на піднасув ведеться з усієї нафтоносної товщі без стратиграфічного розподілу і всі поклади нафти об'єднані в один об`єкт розробки. Максимальні дебіти і сумарний видобуток нафти відмічений в центральній частині складки. Площа нафтоносності по горизонтах, а також певні параметри порід-колекторів наведені в таблиці 1.1 нижче.

Таблиця 1.1. – Параметри порід-колекторів

Горизонт | Клас запасів | Площа нафтонос-ності тис.м2 | Середня нафтонасичена товщина, м | Коефіцієнти

Відкритої пористості, kп | Нафтона-сиченості, kн

Верхньо-еоценовий | 111 (А) | 1802 | 11,1 | 0,095 | 0,7

Бориславський пісковик | 111 (А) | 2843 | 8,3 | 0,097 | 0,7

Менілітовий | 111 (А) | 5687 | 20,9 | 0,091 | 0,7

1.5 Колекторські властивості покладу

Всі свердловини розкрили і експлуатують основні експлуатаційні горизонти. Загальна товщина горизонтів коливається в межах від 120 до 350 м. Середньозважена нафтонасичена товща складає 228 м, а ефективна нафтона-сичена товща складає 48 м.

Промислові припливи нафти одержані з поляницьких, менілітових та верхньоеоценових відкладів. У даний час видобуток нафти ведеться в основному з менілітових відкладів. Менілітова свита складена пісковиками, алевролітами і аргилітами, а також, в меншій мірі, брекчіями, гіпсом, роговиками. В розрізі менілітових відкладів Піднасуву нафтонасиченими є пісковики, розкриті свердловинами 1600, 1605, 1630, 1670, 1676, 1685, 1686, 1687, 1690, 1695, 1705, 1715 та інші.

Пісковики темно-сірого до чорного кольору, дрібно-, середньо- і крупно-зернисті, тріщинні з прошарками 1-2 м аргилітів темносіристих, слюдистих, не-вапнистих. Є пісковики слюдисті з дзеркалами ковзання.

Під мікроскопом кластичний матеріал пісковиків складає до 65% і представлений в основному зернами кварцу, глауконіту і одиничними лусочками мусковіту. Кварц складає до 93% кластичного матеріалу і представлений кутастими, кутасто-круглими і круглими, часто неправильної і витягнутої форми зернами розміром 0,09-0,25 мм.

Цемент складає до 35% всієї маси породи, порового типу і представлений глинистим або кременистим матеріалом.

Зустрічаються і прошарки пісковиків нерівномірно-зернистих з опаловим цементом типу дотикання, вторинним глауконітовим і карбонатним цементом порового типу. Під мікроскопом кластичний матеріал пісковиків представлений кварцом (100%). Зерна кварцу кутасті, кутасто-круглі, часто з нерівномірними контурами, розміром 0,1-0,2 мм.

Таблиця 1.2 – Колекторські властивості порід.

Метод дослідження | Найменування | Проник-ність, мкм2 | Пористість, % | Початкова нафтонаси-ченість, %

Загаль-на | Від-крита

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6

Лабораторні дослідження | Кількість свердловин

Кількість дослідів

Середнє значення

Інтервал зміни | 7

20

0,0065

0,0348-0,0001 | 2

4

11,4

7,6-16,57 | 2

4

9,7

6,7

13,1 | 3

7

70

68-75

Геофізічні дослідження | Кількість свердловин

Кількість дослідів

Середнє значення

Інтервал зміни | -

-

-

- | 16

41

10,3

7,0- 18,1 | 16

41

10,3

7,0- 18,1 | -

-

-

-

Гідродина-мічні дос-лідження свердловин | Кількість свердловин

Кількість дослідів

Середнє значення

Інтервал зміни | 18

32

0,00687

0,0002- 0,027 | -

-

-

- | -

-

-

- | -

-

-

-

Всі колекторські властивості визначалися за керновим матеріалом в лабораторії ЦНДЛ, а уточнювались за геофізичними і гідродинамічними дослідженнями. Пористість менілітових відкладів складає від 6% до 13%, а проникність від 0,1·10-15 м2 до 10,6·10-15 м2. Усереднені дані про колекторські властивості по покладу приведені в таблиці 1.2.

1.6 Фізико-хімічні властивості флюїдів

Фізико-хімічна характеристика нафти в пластових умовах Піднасуву до 1959р. вивчалась на підставі дослідження глибинних проб пластових нафт, які були відібрані в шести свердловинах 1600, 1605, 1670, 1686,