Середнє значення | - | 0.153 | - | -

Коефіцієнт варіації, долі од. | - | 0.47 | - | -

Інтервал зміни | - | 0.101-0.173 | - | -

Геофізичні дослі-дження | Кількість свердловин | .- | 4 | 3 | 2

Кількість визначень | - | 20 | І 6 | 6

Середнє значення | - | 0.095 | 6.80 | 0.81

Коефіцієнт варіації, долі од. | - | і 0.79 | 6.22. | 0.20

Інтервал зміни | - | 0.07-0.145 | 0.71-0.89 | 0.71-0.87

Гідродинамічні дослідження све-рдловин | Кількість свердловин | - | - | - | -

Кількість визначень | - | - | - | -

Середнє значення | - | -* | - | -

Коефіцієнт варіації, долі од. | - | - | - | -

Інтервал зміни | - | - | - | -

мінералогічним складом, типом цементу і цементуючим матеріалом не відрізняються між собою.

Аргіліти низько пористі, непроникні (ХпР<0,0М0 мкм -10) не є гранулярними колекторами і при відсутності тріщин можуть бути покришками.

I продуктивний горизонт (за керном пористість - 15,2 %, проникність
27,7 мкм * 10 , залишкова нафта на рівні 9 %, карбонатність 5,1 %.

II продуктивний горизонт (свердловина 1, 452-Б), відкрита пористість
10,9%, проникність 0,20-10"3 мкм2, залишкова нафтонасиченість 12; 11%,
карбонатність 5,4; 1,5 %.

III підрахунковий горизонт (свердловина 807, 811). Пористість
коливається від 10,9 до 17,3 %, проникність 2,13-10" мкм . Залишкова нафта
6-17 %, залишкова вода до 40 %, карбонатність 0,5-1,8 %.

Решту взірців керну - низькопористі, слабопроникні, пористість 0,1-6,7 %, проникність <0,1-10"3 мкм2, тільки в окремих 0,5-10"3 мкм2.

Проби шламу з свердловини 810-П, І продуктивний горизонт (пористість 8,1 %, проникність 0,29-10" мкм ). III горизонт (свердловина 816)- пористість-14,3 %, проникність 0,2-10"3 мкм2. Ці проби не враховувались бо більшість з них з неконденційними значеннями пористості і проникності.

Еоценові відклади, які складають IV горизонт підрахунку досить бідні колекторами і тому промислова нафтогазоносність не встановлена.

4.3 Обґрунтування положення ВНК та ГВК.

У менілітових відкладах водонафтовий контакт безпосередньо в пласті або пачці пластів - колекторів не відбивається. За даними ГДС установлена і Підтверджена результатами випробування нафтогазоносність або водоносність продуктивних горизонтів в окремих свердловинах. При цьому

60

спостерігається така закономірність: в кожній ділянці до певної абсолютної позначки у всіх горизонтах колектори нафтонасичені. Нижче цієї позначки зустрічається тільки водоносні пласти. Це свідчить про існування єдиного водогазонафтового контакту в кожній окремій ділянці блоків всіх продуктивних горизонтів ме.нілітової світи.

Водонафтовий контакт для ділянки проводився по підошві останнього, найглибше залягаючого нафтонасиченого пласта-колектора, визначеного за даними ГДС і підтвердженого .результатами випробувань. При такому підході водонафтовий контакт знаходиться в 1-ій ділянці Пасічнянського блоку на відмітці - -3723 м. Водонафтовий контакт П-ї ділянки Пасічнянського блоку приймаємо умовно на абсолютній позначці - 4660 м, що відповідає коефіцієнту заповнення пастки 0,6 по аналогії з сусіднім Битківським блоком.

Вихідні дані для проведення ВНК в менілітових відкладах наведені в таблиці 4.4.

Газонафтовий контакт в менілітових відкладах за,даними геофізичних досліджень не визначається. Нафтоносні і газоносні пласти мають однакову електричну характеристику. Критерії їх розподілу за даними нейтронно-гама і акустичного каротажів в неоднорідних колекторах не розроблені. Тому контакт проведений виключно за даними випробування.

Газоводяний контакт у -вигодській світі еоцену проводився з врахуванням положення окремих можливо газонасичених і водонасичених пластів, а також результатів випробування.

За аналогією з Битків-Бабченським родовищем і з врахуванням результатів випробування еоценових відкладів вигодські відклади можуть вміщувати в собі газоконденсатний поклад.

Для І ділянки Пасічнянського блоку ГВК приймається на абсолютній

позначці - 3879 м, яка є середньою між підошвою останнього газонасиченого

^пласта у свердловині 452-Б (абсолютна відмітка - 3864 м) і покрівлі першого

61

Таблиця 4.4 — Визначення положення ВНК менілітового покладу Пасічнянського блоку

Пасічнянського родовища

Блок | Ділянка блоку | № свер-дло-вини | Інтервал випробу-вання, м | Результати ви-пробування | Характер продуктивних відкладів за даними промислової геофізики | Прийняте

положення

ВНК,м

(абс.п.)

глибина | абсолютна позначка |

Підошва останнього нафтоносного пласта, м | Покрівля першого во-доносного пласта, м

глибина | абсолютна позначка | глибина | абсолютна позначка

Пасіч-

нянсь-

кий | І | 452-Б | 3836-4519 | -3320-4000 | Нафта | 4241.6 | -3723.0 | -3*23

805 | 4055-4105 | -3 564-3 614 Слабогазований бур. розчин | 4088.0 | -3596.0 | -3596

900 | 4067-4325 | -3534-3787 | Нафта | 4194.0 | -3658.2 | 4291.2 | -3753.2 | -3652

901 | 4282-4580 | -3695-3951 | Нафта | 4301.6 | -3711.7 | -ЬЧ-«

903 | 3807-4172 | -3303-3664 | Газоконденсат | 4171.6 | -3664.1 | -ЬббЧ

водоносного пласта у свердловині 903 (абсолютна відмітка - 3894 м).

Для II ділянки ГВК прийнято умовно на абсолютній відмітці - 5000 м, яка відповідає коефіцієнту заповнення пастки 0,3 сусіднього Битківського блоку.

4.4 Обґрунтування об'єктів і методу підрахунку та категорійності запасів

Пасічнянське родовище розташоване в Надвірнянському районі.

У палеогенових відкладах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину виділяють два природні резервуари - олігоценовий і палеоцен-еоценовий. Роль регіональної покришки для першого з них виконує товща поляницької і воротищенської світ, що повсюдно перекриває відклади палеогену і складена переважно м'ягкими, пластичними, щільними глинами і аргілітами з рідкими не витриманими по площі пропластками пісковиків і алевролітів. Саме ця товща створює добрі умови для утворення і збереження покладів вуглеводнів у палеогенових відкладах в цілому, і зокрема олігоценових. Результати випробування свердловин А характер зміни пластового тиску менілітових відкладів Пасічнянського