Після 1959р. відбір і дослідження глибинних проб пластових нафт проводились лабораторією дослідження свердловин і пластових рідин ЦНДЛ об`єднання “Укрнафта” і ЦНІПРом НГВУ “Бориславнафтогаз”. Проби пластової нафти були відібрані з свердловин 1608, 1609, 1611 —Борислав і 39-Попелі, які розташовані в північно-західній частині Піднасуву на Попельському куполі. Остання проба виявилась неякісною.

Визначення параметрів пластової нафти проводилось способом контакт-ного розгазування, який вважається більш точним, ніж спосіб ступеневого розгазування. Результати дослідження пластових нафт приведені в таблиці 1.3.

Найближчі значення початкового тиску насичення мають свердловини 1609 і 1611, відповідно 23,2 і 23,6 МПа. Тиск насичення 23,4 МПа приймається як середній для менілітового і еоценового покладів Піднасуву. Величини середніх для покладу параметрів пластової нафти приведені в таблиці 1.4.

Таблиця 1.4 – Середні параметри пластової нафти.

Назва параметра | Позначення

одиниці | Значення параметра

Тиск насичення | МПа | 23,4

Газовміст | м3/т | 129

Об`ємний коефіцієнт | 1,28

В`язкість пластової нафти | 10-3Па·с | 1,65

Густина пластової нафти | кг/м3 | 745

Густина газу | кг/м3 | 0,843

Коефіцієнт розчинності | м3/( м3·МПа) | 4,73

Коефіцієнт стисливості | 10-3/МПа | 1,73

Густина сепарованої нафти | кг/м3 | 858

Перерахунковий коефіцієнт | 0,781

Фізико-хімічні властивості сепарованої нафти вивчалися в загальному обсязі. При аналізі нафти визначались тільки загальні властивості. За груповим вуглеводневим складом нафти покладу Піднасуву відносяться до класу метановонафтенових. Згідно з класифікацією вона відноситься до малосірчистих (вміст сірки до 0,5%), за вмістом твердих парафінів нафти належить до високопарафінистих (вміст парафіну до 10%), за вмістом фракцій, які википають до 3500С, до типу Т1 (більше 45%).

Пластові води, які видобуваються з покладу Піднасув, відносяться за класифікацією В.Суліна до хлормагнієвого типу. У сольовому складі вод основними компонентами є натрій і хлор. Вміст кальцію значно переважає над магнієм. Слідує відмітити, що із мікрокомпоненнтів вода містить йод і бром в середньому 15-20 мг/л і 460-700 мг/л.

Пластові води характеризуються високою мінералізованістю, тобто відно-сяться до розсолів (слабких). За показником pH води покладу Піднасув відносяться до кислих (pH<7). Густина води в середньому складає 1150 кг/м3.

Разом з нафтою з покладу видобувають і попутній газ. Дані попутні гази покладу по своєму складу відносяться до нафтових жирних газів. Середні значення його компонентного складу приведені в таблиці 1.5.

Таблиця 1.5 – Середні параметри компонентного складу газу.

Назва газу | Процентний вміст

Метан | 91,18

Етан | 4,9

Пропан | 2,18

Ізобутан | 0,3

Н-бутан | 0,56

Ізо-С5Н12 | 0,15

Н-С5Н12 | 0,10

С7+вищі | 0,02

СО2 | 0,38

Азот+рідкісні гази | 0,234

1.7 Запаси нафти і газу

Перерахунок запасів нафти і вільного газу проводився у 1999р. Івано-Франківською ЦНДЛ згідно нової класифікації класу запасів. Дані підрахунків приведені в таблиці 1.6.

Таблиця 1.6 – Запаси нафти і газу.

Гори-зонт | Клас запасів | Площа нафто-носнос-ті, тис.м2 | Середня нафто-насиче-на тов-щина, м. | Коефіцієнти | сн, кг/м3 | Загаль-ні запаси нафти, тис.т | Почат-кові видо-бувні запаси нафти, тис.т | Газо-вміст, м3/м3 | Почат-кові запаси газу, млн.м3

Відкритої пор, | Нафтонасиче-ності | Перерахунковий

Верх-ньоео-цено-вий | 111 (А) | 1037

765

У=1802 | 13,5

7,8

11,1 | 0,095 | 0,7 | 0,781 | 858

858 | 626

265

У=891 | У=194 | 129 | 81

34

У=115

Борис-лавсь-кий піско-вик | 111 (А) | 2583 260

У=2843 | 8,6

5,3

8,3 | 0,097 | 0,7 | 0,781 | 858

858 | 1010

62

У=1072 | У=234 | 129 | 130

8

У=138

Мені-літо-вий | 111 (А) | 3724 1963 У=5687 | 22,9

17

20,9 | 0,091 | 0,7 | 0,781 | 858

858 | 3642

1425

У=5067 | У=1107 | 129 | 470

184

У=654

Запаси нафти і газу підраховані об’ємним методом по кожному горизонту окремо, на підставі останнього найповнішого комплексу досліджень покладу Піднасув.

В таблиці 1.6 приведені всі підрахункові параметри, та приведені всі загальні запаси нафти і газу та початкові видобувні запаси нафти.

2. Аналіз технології і техніки експлуатації свердловин

покладу Піднасув

2.1 Стан фонду свердловин покладу Піднасув

Розбурювання покладу Піднасув почато 1954 році.

За станом на 1.01.2000 року на родовищі пробурено 43 видобувних свердловин, зараз діючих видобувних свердловин 20, які експлуатуються за допомогою ШГН.

Недивлячись на порівняно велику кількість свердловин, пробурених як на менілітових, так і на нижче лежачих відкладах на покладі до теперішнього часу прослідковуються недренуючі і слабодренуючі зони, виробка запасів з яких не може бути здійснена. Це особливо характерно для периферійних зон, розміщених за межами контурів нафтоносності нижче залягаючих об’єктів.

Потрібно відмітити, що з 1970 року на покладі проводиться площове заводнення із закачкою води в два блоки покладу.

На покладі знаходиться 1 контрольна свердловина, 5 свердловин знаходиться в консервації, 3 свердловини знаходяться в очікуванні ліквідації, 4 свердловини ліквідовані після експлуатації і 7 свердловин, які ліквідовані після буріння.

Розприділення фонду свердловин по категоріям на кінець 2002 року приведено в таблиці 3.1.

Таблиця 2.1 – Стан фонду свердловин покладу Піднасув.

№№п/п | Фонд свердловин | Категорія | Кількість

1 | 2 | 3 | 4

1 | Фонд видобувних свердловин | Пробурено | 43

Діючі | 20

З них :фонтанні | -

ЕЦН | -

ШГН | 20

Газліфт | -

2 | Фонд нагнітальних свердловин | Пробурено | -

Діючих | 1

В консервації | 2

3 | Спеціальні свердловини | Всього | 1

В т.ч. контрольні | 1

Поглинаючі | -

П’єзометричні | -

4 | Ліквідовані свердловини | Ліквідовані після буріння | 7

Ліквідовані після експлуатації | 4

Свердловини, які знаходяться в очікуванні ліквідації | 5

2.2