Внутрішню, прилягаючою до складчастих Карпат (геосинклінальний схил прогину);

Зовнішню, що прилягає до платформи (платформенний схил прогину).

В районі Долинського родовища виділяють з північного-заходу на південний-схід такі опущення:

1. Таняво-Болехівське;

2. Долинське;

3. Оболонське, які виділяються одне від одного пектантними порушеннями.

Таняво-Болехівське опущення обмежено на північний захід Стрийським порушенням, а на південний схід Свіченим. В центральній частині – Сукільським, яке ділило його на Танявський і Болехівське блоки. На південний схід від Свіченого порушення + Долинське підняття з яким і пов’язане Волинське родовище.

Будова Долинського блоку ускладнення п’ятьма поперечними порушеннями, а також трьома невеликими продольними порушеннями. [2]

Нафтогазоносність.

Промислово-нафтоносним + відклади менілімової світи олігацену та відклади еоцену і панеоцену. Найбільш продуктивними є відклади вигодської світи. Тут виявлено три досить потужні пачки порід-колекторів, які включають деколи до 8-11 продуктивних пластів. Ці пачки чітко простежуються у розрізі свердловини.

Якщо брати в цілому Виготську світу, то найбільш проникні і поширені колектори пов’язані з відкладами другої піщано-аргілітової почки. Середня корисність вигодської світи складає 12,8%. середня нафтонасиченість становить 0,23, водонасиченість – 0,73. Значення проникності коливається в широких межах від 1 до 250 мкм.

Бистрицькій світі в цілому не характерна промислова першонасиченість. Колектори світи розповсюдженні по площі локально і мають лінцовидний характер розповсюдження.

В розрізі бистрицької світи виділено чотири продуктивні пласти, пов’язані з поняльською фацією, кожний з яких складається з 1-8 прошарків. В загальному для всіх пластів кокопельської фації спостерігається закономірне збільшення товщини нафтонасичених пластів у скла ніжній частині та зменшення або заміщення на колектор в напрямку до контуру на фронту складки. Пористість колекторів бистрицької світи коливається від 3 до 10%, нафтонасиченість – 83%, абсолютна проникність находиться в межах (1-3) мкм.

В цілому по вигодсько-бистрицькому покладі ефективна нафтонасичена товщина порід закінчується від 0 до 133,4 м. Середньо зважена її товщина на площі становить 80,6 м.

Газ вигодсько-бистрицького покладу на початковому етапі його розробки знаходився у розчиненому у нафті стані, оскільки пластовий тиск на 3,5 Па перевищував тиск насичення.

Випробування вигодсько-бистрицького покладу на початковому етапі його розробки проводились як сумісно, так і окремо по кожній світі. В 11 свердловинах випробуванням охоплено вигодські відклади сумісно з манявськими.

На Волинському родовищі припливи пластових вод отримано із воротищенських, менілітових та еоценових відкладів. Води бистрицького і вигодського відкладів є високо мінералізованими з високим вмістом йоду і брому. Максимальний вміст брому складає 644 мл/л, а максимальний вміст йоду складає 36,9 мл/л.

Початкове положення водонафтового контакту (ВНЕ) визначено розрахунковим шляхом. При випробуванні свердловин початкові відмітки ВНЕ змінювались від 2505 до мінус 2550. За промислово-геофізичними даними положення ВНК визначено в 20 свердловинах. Коливання положення ВНК пов’язане з літологічною зміною продуктивних планів по площі і розрізу.

1.5 Колекторські властивості покладу.

Колекторами на Долинському родовищі є в, основному, пласти пісковиків і алевролітів, які розділяються між собою аргелітами або щільними алевролітами. До нафтонасичених відносять і потужні пачки туфітів, які залягають у верхньоменілітовій підсвіті.

На основі детальної кореляції в розрізі вигодської світи – 3 пачки (“І”, “ІІ”, “ІІІ”), у розрізі бистрицької світи – 4 пачки пластів (“І”, “2”, “3”, “4”).

Для вигодсько-бистрицького покладу ефективна нафтонасичена товщина становить 80,6м при земельній товщині 190-250м. Відповідно коефіцієнти піщанистості становлять для бистрицьких відкладів 0,16, а для вигодських 0,71.

Пласти пісковиків і алевролітів характеризуються високою неоднорідністю по площі і розрізу. Вони часто заміщуються більш щільними породами і стають практично непроникними. Коефіцієнти поширення продуктивних пластів по площі змінюються від 0,329 середньоменілітової підсвіти до 1,0дм пачок вигодської світи. Коефіцієнти поширення по об’єму дуже низький 0,104 - 0,302 для менілітових, бистрицьких, манявських і ямнинських відкладів і значно вищий для вигодської світи – 0,778.

Пористість алевролітів і пісковиків змінюються в досить широкому діапазоні. При меншій границі пористості 6% для еоценових і палеоценових колекторів середнє значення за результатами промислово – геофізичних досліджень для еоценових відкладів становить 12,1%. Середнє значення проникності за результатами гідродинамічних досліджень рівна 0,0076мкм2 – для колекторів вигодсько-бистрицького покладу.

Колекторські властивості туфітового горизонту, ще дуже мало вивчений. Серед кернів верхньоменілітових відкладів Долинського родовища зразка з інтервалу туфітового горизонту підняті у десяти свердловинах, але лабораторні дослідження проводилися лише для свердловини 753.

Відкрита пористість туфітів рівна 7,2% - 8,2%, але абсолютна проникність їх дуже низька -10,004 – 0,0051*10-3мкм2. Об’ємна маса зерен рівна 2370 – 2400кг/м3. Зразок туфіту з інтервалу 1037 – 1942м характеризується відсутністю вуглеводнів водонасиченістю 28%. Нафтонасиченість туфітів на Долинському родовищі може бути обумовлена тільки наявністю тріщин.

Про низькі колекторські властивості свідчать і результати випробовування і гідродинамічних досліджень туфітового горизонту у свердловинах 221, 224, 229, 660 і 661.

У грудні 1993р. після промивки нафтою густиною 8963кг/м3 і створення надлишкового тиску проведена реєстрація зміни затрубного тиску. При створенні під час промивки свердловини репресії (22,3МПа) пласти практично не поглинали.

На основі обробки кривої падіння затрубного тиску одержані такі результати:

пластовий тиск - 19,5МПа на глибині 1990м;

скін – ефект у привибійній зоні відсутній.

Характер кривої відновлення тиску свідчить, що свердловина розташована в зоні високих фільтраційних опорів пластів. При цьому гідропровідність привибійної зони дещо покращена, а зона з високими фільтраційними опорами починається з декількох від вибою свердловини і не може забезпечити суттєвого промислового припливу.

Аналізуючи результати випробування туфітового горизонту можна зробити висновок, що туфіти є низько проникними породами і запаси нафти дуже незначні.

1.6 Фізико – хімічні властивості флюїдів.

Властивості пластових нафт вивчалися шляхом відбору глибинних проб. Відбір проб здійснювався під час дослідження