Аналізуючи отримані результати можна зробити наступні висновки:

1. Зв’язок між пластовим тиском і глибиною залягання описується лінійною залежністю:

Р = -13,09 + 0,01744 · Н,

де Р – пластовий тиск, МПа;

Н – глибина заміру пластового тиску, м.

Причому, слід відзначити, що коефіцієнт кореляції становить 0,95. Як видно з отриманих результатів, коефіцієнт кореляції близький до одиниці, що вказує на виражений тісний зв’язок між досліджуваними величинами. Тому, це дає нам підставу з надійністю
95 % коефіцієнта кореляції спрогнозувати, що:

а) на глибині 7000 м значення пластового тиску будуть знаходитись у межах 104-114 МПа;

б) на глибині 8000 м значення пластового тиску будуть знаходитись у межах 121-132 МПа;

в) на глибині 9000 м значення пластового тиску будуть знаходитись у межах 137-150 МПа.

2. Зв’язок між пластовою температурою і глибиною залягання описується лінійною залежністю:

Т = 5,9397 + 0,02378 · Н,

де Т – пластова температура, С;

Н – глибина заміру пластової температури, м.

Причому, слід відзначити, що коефіцієнт кореляції становить 0,99. Як видно з отриманих результатів, коефіцієнт кореляції майже рівний одиниці, що вказує на яскраво виражений тісний зв’язок між досліджуваними величинами. Тому, це також дає нам підставу з надійністю 95 % коефіцієнта кореляції очікувати, що:

а) на глибині 7000 м значення пластової температури будуть знаходитись у межах 169-175 С;

б) на глибині 8000 м значення пластової температури будуть знаходитись у межах 192-199 С;

в) на глибині 9000 м значення пластової температури будуть знаходитись у межах 215-224 С.

Враховуючи вищенаведене можна зробити висновок про можливість існування нафтогазових покладів у Передкарпатському прогині на глибинах 5-8 км.

Узагальнюючи весь наявний фактичний матеріал геолого-промислових досліджень відкритих родовищ та перспективних площ Передкарпатського прогину, геофізичних досліджень у свердловинах, особливо продуктивних горизонтів, встановлених деяких закономірностей поширення порід-колекторів [11] та порід-покришок, дослідження понад 600 зразків керну та з використанням багатьох науково-практичних розробок [12, 13] запропонована принципова модель характеру нафтогазоносності центральної та північно-західної частин Передкарпатського прогину [14], на якій відображено особливості зміни колекторських властивостей порід, термобаричних умов та нафтогазонасиченості надр (рис. 2).

Необхідно враховувати, що при геодинамічних напругах, які виникли при утворенні насувів, та збільшенні пластових тисків, за умов незначної товщини екрануючих порід, флюїди мали можливість мігрувати у вищезалягаючі структурні елементи. У структурах, де значні товщини екрануючих порід перешкоджали такій міграції, “розвантаження” підвищених пластових тисків могло відбуватись тільки на ослаблених ділянках, якими були зони тектонічних порушень. Одним з прикладів, що підтверджують це, можуть бути родовища озокериту (рис. 2) на Бориславському, Помярківському, Дзвиняцькому та Старунському родовищах, а також непромислові скупчення нафти та поверхневі нафтогазопрояви у відкладах воротищенської і поляницької світ, які в більшості приурочені до зон тектонічних порушень.

Підтвердженням цьому можуть бути дослідження [15], якими встановлено, що критична межа у відношенні газу до нафти залежно від конкретних умов того чи іншого нафтогазоносного району знаходиться в інтервалі 1000-1500 м3/т. При дуже високих тисках і

температурах (понад 100 МПа і 200 С) вся нафта розчиняється у газі, а нижче цієї критичної межі весь газ розчиняється в нафті.

Наявність рідких вуглеводнів у глибокозанурених горизонтах Передкарпатського прогину підтверджує і відсутність закономірних змін величин геохімічних показників нафт з глибиною їх залягання [16], про що свідчать також дослідження нафти з глибини 7014 м (свердловина Шевченково-1) та нафти платформи на Лопушнянському родовищі.

Співвідношення в покладах між рідкими і газоподібними вуглеводнями, крім початкового їх вмісту, залежать також від екрануючих властивостей покришок.

Наведені дані свідчать про сприятливі термобаричні умови для існування нафтогазових покладів на великих глибинах у Передкарпатті.

Аналогічні висновки передбачаються і для ДДЗ та для окремим її районів, що буде встановлено після проведення аналогічних досліджень.

Список використаної літератури:

Лукін О.Ю., Щукін М.В. Проблема нафтогазоносності великих глибин // Перспективи нафтогазоносності глибоко занурених горизонтів осадових басейнів України. – Івано-Франківськ: ІФТУНГ. – 2005. – C. 18 – 19.

Орлов О.О. Довідник родовищ нафти і газу України. Частина ІІ. – Івано-Франківськ: ІФДТУНГ. – 1997. – 81 c.

Мончак Л.С., Михайлюк В.Д., Філюк О.С. Прогнозування колекторських властивостей гірських порід на великих глибинах на прикладі палеогенових порід Передкарпаття // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. – 2003. – № 4 (9). – С. 108 – 110.

Маевский Б.И., Зациха Б.В., Антонидин О.И. Влияние эндогенных процессов на коллекторские свойства пород в связи с поисками залежей нефти и газа на больших глубинах // Тезисы докл. ІІІ Всесоюзн. конф. “Колекторы нефти и газа на больших глубинах” (1-3 февраля 1983 г.). – М. – 1983. – С. 102 – 104.

Вплив розущільнення гірських порід на формування природних резервуарів для нафти і газу / Орлов О.О., Омельченко В.Г., Ляху М.В., Трубенко О.М. // Нафтова і газова промисловість. – 2002. – № 6. – С. 3 – 5.

Доленко Г.Н., Киселев А.Е., Гуржий Д.В. Глубинная зональность пород-коллекторов и нефтегазоносность Предкарпатского прогиба / Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. – Тезисы докладов ІІ Всесоюзной конференции. – 16-18 января 1979 г. – М., 1979. – С. 57 – 59.

Маевский Б.И. Прогнозирование фазового состояния углеводородов в земных недрах по данным минералотермобарометрии / Второе Всесоюзное совещание по геохимии углерода, 29 сентября – 1 октября 1986, Москва. – М.,
1986. – С.114.

Маєвський Б.Й. Актуальні проблеми нафтогазової геології. – Івано-Франківськ.: Факел. – 2001. – С.19 – 25.

Дементьєв Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. – М.: Недра, 1983. –189 с.

Хомин В.Р. Особливості