Витввцька складка Берегової скиби насуву е самостійним струк-турним елементом розмірами 13x5 км. Поперечними скидо-зсувами во-на розбита на п'ять блоків з амплітудами горизонтального зміщення 1-2,5 км. Газоконденсатний поклад розташованиду П блоці, який від-повідає Морюинськаму блоку глибинної складки. Розміри блока 1.7 х 1,5 км. В районі Н блока складка являє собою пологу, нахиле-ну антикліналь з крутим північно-східним /35°У і більш пологим /20%- південно-західним крилами. Склепіння Нанайського покладу під-горнутого крила складки відмічається в районі свердловини 15-Т на глибині 2412 м /або.відмітка -1922 м/.

2.2. Характеристика товщин, колекторський властивостей продуктивних пластів та їх неоднорідності

Колектори нижйьоменілітових відкладів Стинавсько-Танявської і ямненських ВитвиЦької /насув/ складок представлені пісковиками і алевролітами. Визначення ефективних товщин проводилось за ре-зультатами ЩС, причому із загальної товщини пластів виключались пісковики, алевроліти і гравеліти з пористістю до 7%, а також колекторські прошарки товщиною мзнже 0.4 м. Загальна товщина плас-тів нижньомзнілітовйх відкладів, в основному в межах горизонтів 5 пластів і клівських пісковиків коливається від 28.4 м /св. 43/ до 113.6 м /сз.ІІ/ і складає,в середньому 61.5 м, ефективна наф-тонасичена товщина змінюється від 21.2 /св.25/до 47 м /св.ІІ/ при середньому значенні 34.9 м. Таким чином, кондиційні колекто-ри в товщі виділених пластів складають біля 57%./Ямненські відкла-ди характеризуються значеннями 32.4-39.8 м / л?заг/ і 23.6 м -36 м / ^ аф/ при середніх величинах відповіло 36.1 м і. 29.8 м і вмісті кондиційних колекторів 82.5%.

Результати виділення пластів-колекторів по свердловинам ро-довища наведені в таблиці <2./

Ці дані використані при побудові карти ізопахіт і визначенні середньозважених по площі значень ефективних нафтонасичених товщин по об'єктах підрахунку запасів /див.розділ ^,3* ,цьвл. Д/л' /^ Карта ізопахіт 1985 р., за якою визначались середньозважені товщи-ни пласта при підрахунку запасів нафти, в північній частині 1 ді-лянки Морюинського блоку*'залишена у попередній редакції, оскількі значення ефективних товщин продуктивного горизонту в свердловині 42 /30/28 м/ не вимагають жодних змін у конфігурації ізоліній. Принципові зміни внесено у присклепінній частині І ділянки за ма-

теріалами свердловини 43. Якщо раніш ця частина як нафтова зона повністю оконтурювалась ізопахітою 45 м, то свердловиною 43 за-фіксовано значне зменшення нафтонасиченої і ефективної товщини горизонту до 26.4/24.4 м при повному його відкритті в інтервалі 3771-3866 м. В новій інтерпретації зменшення товщин розповсюджу-ється і на Й ділянку Морюинського блоку. Характер ізоліній в ціло-му відповідає побудовам, виконаним ЩДЛ у 1939 р. при вивченні товщин і літофацій нижньоменілітової підсвіти^ Бориславсько-Покут-ської зони /район Семигинівізького, Морюинського і Танявського бло-ків Стиназсько-Танявської складки/. Цими побудовами встановлено їх зменшення в напрямку Семигинівського і Танявського блоків по простяганню зони і значне зростання у південному напрямку до 50-60 м/рис. ^ /.

Параметри пористості, нафтонасиченості і проникності пісковим: ків та алевролітів вивчались за даними кернового матеріалу і про-мислово-геофізичних досліджень. З 81 визначення /1985 р./ взірців керну нижньоменілітової підсвіти лише 17 аналізів мали пористість більше 7%, а нафтонасичена частина розрізу охарактеризована тіль-ки 6 аналізами, за якими середнє значення ставило 9.8%. Проник-ність колекторів по керну /2 визначення/ складала І2.9*ІО**^мкйГ, залишкова водонасиченість - 5,3-13.5%. Кермовий матеріал, відіб-раний в свердловинах 42 і 43 частково доповнює характеристику ко-лекторів продуктивної частини розрізу /табл. ^3 / і підтверджує емкісні параметри визначені за даними ЩО, які прийняті за осно-ву при підрахунку запасів І9Є5 р. Параметри пористості та нафто-насиченості, наведені в таблиці 27 ,е результуючими з обчис-лених за методами опорів /ВКЗ, МБК/, акустичного каротажу АК і ПО. Значення пористості по свердловинам середньозважені по ефек-тивним товщинам, нафтонасиченості - по ефективним товщинам і по-ристості. Для зон і ділянок покладів ці параметри прийняті як середньоарифметичні по свердловинам.

Піщанистість розрізу продуктивного горизонту нижньоменіліто-вих відкладів коливається від 0.2С /св.43/ до 0.73 /св.ІІ/, скла-дажйз середньому 0.62, максимальні значення зафіксовано на П ді-лянці Моржинського блоку - 0.69. В межах І ділянки відмічається диференціація піщанистості по площі - від 0*57-0.68 в .склепінні ділянки /св.8, 100/ до 0.28-0.32 в північному і південному нап-рямках від неї /св. 42,43/. Нри наявності в розрізі продуктивного горизонту 3-14 пластів коефіцієнт розчленування становить в се-редньому Є.2.

В Йєменських відкладах Витвицької складки насуву піщанис-ті сть розрізу досягає 0.09 при наявності в горизонті 6-8 пластів.

Показники неоднорідності продуктивних товщ наважені в таб-лиці 2.^ . Колектори промислових категорій у верхньо-середньо-менілітових і стрийських відкладах Танявської складки відсутні, еоценові та палеоценові відклади обводнені на всій площі струк-тури.

У олігоценовому комплексі порід підгорнутово крила ВитвйЦь-кої складки нафтових покладів не виявлено - колектора також або обводнені, або мають некондиційні ємкісні характеристики,

2.3. Властивості і склад пластових флюїдів

Фізико-хімічні характеристики вуглеводневих сполук і пласто-вих вод широко вивчались під час розвідувальних робіт, пробної та промислової розробки і продовжують постійно контролюватись від-повідними аналізами по свердловинах експлуатаційного фоццу*

Нафта нижкьоменілітового покладу за геохімічною класифікаці-єю відноситься до середньої по густині і в'язкості, високопарафі-нистої, йалосірчистої, смолистої і високосмолистої, за груповим вуглеводневим складом -до метаново-нафтенового типу., Відміни в будові покладу, обумовлені тектонічним фактором, позначаються на властивостях і складі нафти на Мориянськоцу, Танявському блоках родовища. Так, у нафтовій частині покладу Морюинського блоку /І ділянка, св. 8, 43, 100/ густина нафти складає 835-854 кг/м^, в'язкість - 3.54-4.92 мьг/с /кінематична при 50°С/, молекулярна вага - 165-231.4. Високий вміст легких ароматичних вуглеводнів /24-28% об'ємних/ свідчить про відсутність процесів загущення і конденсації, тобто окислення. На П і Ш ділянках блоку, де водо-нафтові частини покладу утворюють значні за площею зони