ТГедена на рис. 2.2.

Фізико - хімічні властивості нафти в поверхневих умовах визначені за аналізом нафти із свердловин 73,74 і 76 - В.В.

За хімічною класифікацією нафта родовища відноситься до середніх за густиною (843кг/м3) і в'язкістю (в'язкість при 504]) дорівнює 4.4мПа-с) . Нафта малосірчиста (0.34%), високопарафіниста (3% - 16.5%), вміст асфаль-тенів становить 0.45% - 0.9%, температура застигання нафти — плюсі 8 -плюс 20°С . Бензинова фракція вміщує від 40.8% до 48.1% метанових і від 31.5% до 38.2% нафтенових вуглеводнів . Вміст ароматичних вуглеводнів набагато менший (від 18.6% до 28.1%) . Вміст кислих смол в кількості 2.7% -7.5% свідчить про те, що нафта не окислена .

Розчинений в нафті газ вивчався за аналізами глибинних проб із свердловин 73 і 74 - В.В. Вуглеводнева частина газу, вміст якої досягає 98%, представлена метаном (86.8%), етаном (4.5%), пропаном(3.7%), бутаном (1.6%), ізобутаном (0.7%) . Крім вуглеводнів, газ вміщує азот (1.22%) і вугле-кислий газ (0.35%), сірководень відсутній . Вміст етану (3% і більше) є кон-диційним .

При випробуванні відкладів Витвицької глибинної складки припливи пластових вод одержані із менілітових відкладів у свердловинах 76 і 78, із нижньоменілітових — з свердловин 73 і 80 . Води у відкладах Витвицької глибинної складки гідрокарбонатно - натрієвого типу з мінералізацією 138 -168г/л і коефіцієнтом метаморфізації 1.01 - 1.03 . Молярна доля сульфатів, що знаходяться у водах Витвицької складки, змінюється від 0.004% до 0.11%, молярна доля гідрокарбонатів — від 0.83% до 1.54% . Із мікроком-понентів у водах Витвицької складки вміст йоду дорівнює 7 - 18мг/л, брому — від 205 до 261мг/л, вміст бору не визначався . Промислової цінності для вилучення йоду і брому води даної площі не становлять .

2.4 Запаси нафти та нафтового газу

Інститутом УкрДІПРОНДІнафта у 1989р. підраховані запаси нафти і нафтового газу Вигода - Витвицького родовища за категоріями СІ і Сг [2]. Техніко - економічна рада виробничого об'єднання "Укрнафта" вирішила направити на затвердження в ЦКЗ МНП колишнього СРСР початкові запа-си нафти категорії СІ в кількості 5356/857тис.т. Запаси нафти категорії Сг Ь підрахунку виключені.

Необхідно зазначити, що водонафтовий контакт у верхньо - серед-ньоменілітових відкладах обох блоків родовища не виявлений, він прийня-тий умовно на максимальній відмітці продуктивного інтервалу у свердло-вині 74 - В.В., з якого отримано промисловий приплив безводної нафти . У Південно - Долинському блоці запаси нафти категорії СІ обмежені відміт-кою мінус 2958м (по нижніх дирах перфорації у свердловині 4 - Лоп.), решта запасів нафти віднесені до категорії Сг.

З АНАЛІЗ ПОТОЧНОГО СТАНУ РОЗРОБКИ

Продуктивними на родовищі є верхньо - середньоменілітові відклади Витвицької глибинної складки . Родовище розробляється згідно з техно-логічною схемою розробки Вигода - Витвицького родовища, складеною ЦНДЛв1992році[1].

Дослідна експлуатація верхньоменілітового покладу розпочата в 1967р. свердловиною 74 - В.В. При випробуванні верхньоменіштових відкладів в інтервалі фільтру 3802 - 3423м отримано промисловий приплив нафти, який становив 68.8т/доб. Свердловина введена в експлуатацію з по-чатковим дебітом 22.6т/доб. безводної нафти через 6мм штуцер і газовим фактором 155м3/т.

У 1968р. середньодобовий дебіт нафти понизився і в кінці року дорів-нював 7.2т/доб . З 1969р. по 1972р. він коливався в широких межах : від 0.8 до 12.5т/доб. (за винятком квітня 1970р., коли дебіт нафти досягав 20.4т/доб). Періодами свердловина припиняла фонтанувати, тому в жовтні 1972р. переведена на глибинно - насосний спосіб експлуатації . При цьому дебіт нафти понизився з 7.7 до 4.9т/доб. В наступні роки (1973 - 1976р.р.) се-редньодобовий дебіт нафти також не був постійним і коливався в межах 0.7 -18.6т/доб., а починаючи з 1977р. по 1979р. спостерігається поступове пони-ження його . Так, в 1977р. середньодобовий дебіт нафти протягом року ста-новив 5.5т/доб., в 1978р. — 4.7т/доб., а в 1979р. — 3.9т/доб. Значне зменшен-ня дебіту нафти спостерігається в 1980р. (І.Зт/доб.) порівняно з 1979р. (3.9т/доб.) . За період 1980 - 1995р.р. дебіт нафти знаходився на рівні 1.1 -І.Зт/доб. За останні два роки спостерігається різке зменшення середньодо-бового дебіту нафти (у 1996р. він дорівнював 0.7т/доб., а в 1997р. — О.бт/доб.), при цьому видобуток нафти за ці роки становив 237.6т та 215.7т відповідно (1995р — 453.5т) .

З початку експлуатації до лютого 1976р. свердловина давала безводну нафту . В березні цього ж року в продукції свердловини з'явилась вода в кількості 1% . В 1977 - 1997р.р. обводнення змінювалось у межах 1% - 40%, що пояснюється різкими коливаннями дебіту нафти при невеликому дебіті води . У 1996р. обводнення продукції свердловини дорівнювало 3.6% .

Газовий фактор свердловини з початку розробки до 1972р. знахо-дився в межах 150 - 452м3/г, за винятком січня 1972р., коли він досягав 1343мУг . У вересні - жовтні 1973р. газовий фактор почав різко зростати до 3136 - 3143м3/г (за рахунок пониження дебіту нафти до 2,0 - 0.7т/доб.), серед-ньорічна його величина дорівнює 415м3/т . У 1974 - 1975р.р. спостерігається пониження газового фактору до 186 - 150м3/г, а починаючи з 1976р. він зріс від 317 до 938м3/т в 1979р. В наступні роки (1980 - 1981р.р.) газовий фактор майже не змінювався і знаходився на рівні 841 - 765м3/г, хоча в окремі місяці досягав 1400 - 2000м3/г, а в 1982 - 1996р.р. в середньому становив 151 -311м3/г . В 1997р. газовий фактор коливався в межах 113 - 317м3/г, а серед-

ньорічний дорівнював 156м3/г . Динаміка основних