На основі результатів лабораторних досліджень визначені середні значення початкових параметрів пластової нафти (таблиця 1.1)

Дослідження сепарованих проб нафти здійснювались у ЦНДВР Долинського НГВУ. За фізико – хімічними властивостями нафта відноситься до середніх за густиною і в’язкістю, високопарафіничних і класифікуються як метано – нафтинові. В таблиці 1.2 приведені середні значення основних параметрів дегазованої нафти.

Компонентний склад нафтового газу вивчається в газовій лабораторії Івано–Франківська ЦНДЛ. Середні значення складу та густини нафтового газу за результатами досліджень наведені в таблиці 1.3.

За лабораторними дослідженнями пластові води менілітових відкладів відносяться до гідрокарбонатнонатрієвого типу з мінералізацією 83000 – 131000кг/л. Води вигодсько – бистрицьких відкладів відрізняються від води менілітових відкладів більшою мінералізацією – 162 – 263г/л і за хімічним складом відносяться до хлоркальцієвого типу. Густина води змінюється в межах 1070 – 1180кг/м3

Таблиця 1.1 – початкові властивості пластової нафти

Параметри | Одиниці виміру | Вигодсько-бистрицький поклад

Тиск насичення

Газовміст

Об’ємний коефіцієнт

Густина нафти

В’язкість нафти

Густина розчиненого газу

Коефіцієнт розчинності | МПа

м3/м3

кг/м3

мПа*с

кг/м3

м3/м3*МПа | 28,0

191

1,525

673

0,930

1,040

6,60

Таблиця 1.2 – основні параметри дегазованої нафти

Параметри | Одиниці виміру | Вигодсько-бистрицький поклад

Густина |

кг/м3 |

845

Кінематична в’язкість при 50°С |

мм2/с |

4,64

Молярна маса |

г/моль |

231

Температура загустіння |

°С |

+22

Фракційний склад:

Початок кипіння

до 100°С відганяється, об’ємна доля | °С

% |

67

4

до 150°С

до 200°С

до 300°С | %

%

% | 14

23

43

Масова доля:

сірки

нафтенових кислот

асфальтенів

атол силікагелевих

парафіну

Коефіцієнт світлопоглинання

Температура плавлення

парафіну |

%

%

%

%

%

°С |

0,32

0,082

0,9

4,9

11,6

144

55

Таблиця 1.3 – Компонентний склад нафтового газу

Найменування | Одиниці виміру | Вигодсько-бистрицький

поклад

CH4, об’ємна доля

C2H6, -“-

C3H8, -“-

C4H10, -“-

C5H12+вищі, -“-

Відносна густина | %
%
%
%
%

- | 79,33

10,48

5,74

2,64

0,93

0,8827

1.7 Запаси нафти і газу

Розподіл запасів між окремими ділянками покладу, а також видобуток нафти із них і об’єми закачуваної води представлені в таблиці 1.3

Як видно з таблиці, станом на 01.01.9 року коефіцієнт нафтовилучення для вигодсько-бистрицького покладу в цілому при врахуванні видобутку нафти із свердловин менілітового покладу, які мають частково розкритий розріз бистрицьких і вигодських відкладів, досягнуть уже 0,482. При цьому максимальна його величина -0,54 характерна для ділянок 5a+5, дещо менша -0,51, для ділянки 5. На ділянках I, II, III, VI+VI вона змінюється від 0,45 до 0,47 і менша на ділянці Ia дорівнює 0,167. Слід проте зауважити, що тектонічні порушення, які розділяють вигодсько-бистрицький поклад на окремі ділянки мають відносно невеликі амплітуди і тому в більшості випадків не є екрануючими, що свідчить про те, що коефіцієнти нафтовилучення, які були розраховані із видобутку свердловин, розташованих в межах тої чи іншої ділянки, можуть бути досягнутими за рахунок припливу нафти із сусідніх ділянок і в їх напрямку проходить витіснення нафти. Саме за рахунок цього досягнутий високий коефіцієнт нафтовилучення на ділянках Va+V, оскільки в їх межах навіть величина запасів нафти на одиницю площі дещо менше, ніж на II, III, IV ділянках 49,3 тис т/га проти 55 тис т/га. Щодо Ia ділянки, то на ній величина запасів на 1га дорівнює 33,9 тис т/га на свердловину в межах I-V ділянок. Розробка ділянки Ia з 1971 року здійснюється без підтримання пластового тиску. При таких умовах низький коефіцієнт нафтовилучення згаданої ділянки можна вважати цілком закономірним.

Отримані промислові дані свідчать про те, що пласт “1” бистрицьких відкладів представлений колекторами та обмеженій площі покладу і має неперервне поширення тільки в межах Ia ділянки. На інших ділянках в багатьох свердловинах пісковики даного пласта заміщені непроникненими породами. За весь період розробки покладу із пласта “І” видобуло 429,4 млн т нафти, які складають 48,8% від її балансових запасів. Основний об’єм видобутої нафти припадає на долю свердловин, які розміщені в межах І,ІІ, а також ІІІ ділянок.

Пласт “2” бистрицьких відкладів, який виділяється в більшості свердловин, як колектор, охоплений виробкою в межах Іа-IV ділянок, а на ділянках V-VI видобуток нафти з нього проводиться лише у 8 свердловинах. Сумарний видобуток нафти із даного пласта оцінюється у 762,2 тис т, що складає 39,2% від балансових запасів. Більше двох третин видобутої нафти отримано із свердловин, які розташовані на I, III і IV ділянках.

Пласт “3” бистрицької світи порівняно із пластами, які наведені вище, охоплений виробкою більш рівномірно. Практично вироблений на даний час можна вважати приконтурні частини I-III ділянок, прифронтальну половину ділянки IV, а також центральну частину Vа-VIа ділянок.

Пласт “4” бистрицьких відкладів в багатьох свердловинах при контурної зони представлений непроникними породами. Тому процес витіснення нафти водою зі сторони контуру практично відсутній, крім району нагнітальних свердловин 554 і 541, де згаданий пласт представлений колекторами. Із пласта з початку розробки видобуто 752 тис.т нафти. Поточний коефіцієнт нафтовіддачі складає 0,515.

Відклади вигодської світи характеризуються у порівнянні з бистрицькими досить однорідними колекторами і в результаті процес витіснення нафти по цих пачках проходить більш рівномірно і інтенсивно. Вироблені обводнені зони для кожної із трьох вигодських пачок займають вже значно більшу половину площі покладу.

В цілому із “І” пачки вигодської світи видобуто 8305 тис т нафти. Досягнутий коефіцієнт нафтовилучення для неї складає 0,509.

Із пачки “ІІ” видобуто 6064,7 тис т нафти. Найбільший коефіцієнт нафтовилучення - 0,53, як і попередньої пачки, досягнутий в межах ділянки IV. Високі його значення 0,43 – 0,47 мають також Vа-VI ділянках.

Для інших ділянок коефіцієнт нафтовилучення дорівнює 0,15-0,31, а для ділянки Iа – 0,06. Оскільки характер вторгнення води в пачку “II” досить близький до пачки “I”, то і нафтонасичені зони виділяються практично в тих же частинах покладу. Винятком є лише ділянка