Газонафтові і нафтові поклади пластові, тектонічно, а в першому блоці Бистрицької і Південно- Бистрицької складок – тектонічно і літологічно обмеженні. Глибина залягання продуктивних покладів коливається від 1750 до 3900 м.

В більшості блоків ВНК проведено умовно по підошві нафтонасиченого пласта. Водонасичені пласти виявлені в 14, 67, 16, 7, 68 свердловинах Бистрицької складки. У блоках, де розкриті водонасичені пласти ВНК проводяться між підошвою останнього і покрівлею водонасиченого пласта, ГНК проводимо, в основному, по середині інтервалу випробування.

Характеристика покладів і прийняте положення ГНК і ВНК наведено в (таблиця 1.1).

Таблиця 1.1 – Характеристика покладів

Підсвіта (блок) | Характеристика покладів | Середня глибина залягання, м | Відмітка початкового положення ВНК (ГНК), м

P3ml2+3

І | Нафтовий, пластовий, тектонічно і літологічно обмежений | 2380 | -2102

ІІ | Нафтовий, пластовий, тектонічно обмежений | 2330 | -1816,3

ІІІ | - | 2200 | -1968,1

IV | Нафтовий, пластовий, тектонічно обмежений | 2400 | -1873,6

V | - | 2560 | -2022,7

VI | - | 3160 | -2804,9

VIII | - | 3900 | -3106,8

P3ml1

ІІІ | - | 2500 | -2047,1

1.3 Характеристика товщин, колекторських

властивостей продуктивних пластів і їх неоднорідності

Нафтоносними колекторами є прошарки пісковиків та алевролітів малої товщини дрібно- і середньо зернистих, частіше міцно зцементованих.

При загальній середній товщині менілітових відкладів 206,8 м товщина непроникних порід складає 183 м. Розповсюдження продуктивних пласті має лінзовидний характер, піщані пропластки замінюються глинистими. Коефіцієнт пористості продуктивних горизонтів змінюється від 0,07 до 0,093. проникність визначена за лабораторними дослідженнями керну 7 свердловин, має величину в середньому 2,3410-3 мкм2. за матеріалами ГДС проникність окремих пропластків змінюється від 1 до 43,2, складаючи в середньому 6,610-3 мкм2. Коефіцієнт початкової нафто і газонасиченості визначають даними за даними лабораторних досліджень керну і ГДС. За лабораторними дослідженнями керну коефіцієнт нафтонасиченості окремих зразків змінюється від 0,025 до 0,9, за даними ГДС від 0,61 до 0,9. Прийняте при проектуванні середнє значення коефіцієнта нафтонасиченості складає 0,745, газонасиченості – 0,71.

Бистрицька складка характеризується дещо кращими колекторськими властивостями в порівнянні із Довбушанською. Середнє значення ефективної нафтонасиченої товщини складає 13,9 м, змінючись від 3,6 до 34,2 м. Коефіцієнт піщанистості має величину 0,11. В розрізі свердловин виділяється до 11 продуктивних пропластків, які нерівномірно розподіляються по площі, виклинюються і характеризуються різними колекторськими властивостями. Проникність визначена за лабораторними дослідженнями керну 4 свердловин має середнє значення 0,310-3 мкм2, змінючись від 0,02 до 0,88 10-3 мкм2. За ГДС середнє значення проникності 7,110-3 мкм2. Коефіцієнт пористості визначений за ГДС змінюється від 0,072 до 0,103, і складає в середньому 0,079. При підрахунку запасів прийнята величина 0,07. Коефіцієнт нафтонасиченості змінюється від 0,64 до 0,82, середнє значення 0,074.

В олігоценових відкладах Бистрицької складки газоконденсатні поклади відсутні, невеликий поклад виділено у вигодських відкладах VI блоку структури.

Вихідні геолого-фізичні характеристики експлуатаційних об’єктів Бистрицької складки наведено в (табл..1.2).

Таблиця1.2 – Вихідні геолого-фізичні характеристики експлуатаційних об’єктів

Параметри |

Поклади (блоки) | В цілому по об’єкту

ІІ | ІІІ | IV | V | VI | VIII

Середня глибина залягання, м | 2330 | 2350 | 2400 | 2560 | 3600 | 3900 | 2780

Тип покладу | Пластовий, тектонічно обмежений

Тип колектора | Поровий

Площа нафтогазоносності, 103м2 | 850 | 5692 | 906 | 4955 | 6306 | 2085 | 20794

Середня загальна товщина, м | 143,7

Середня нафтонасичена товщина, м | 15,3 | 17,7 | 15 | 17,8 | 17,8 | 3,1 | 13,9

Середня газонасичена товщина, м | 10,3

Пористість, дол.од. | 0,078 | 0,086 | 0,076 | 0,075 | 0,076 | 0,078 | 0,088

Середня насиченість нафтою (газом), дол.од. | 0,7 | 0,76 | 0,74 | 0,75 | 0,75 | 0,77 | 0,75

Проникність, мкм2 10-3 | 0,9 | 1,0 | 2,2 | 1,4 | 2,5 | 1,6 | 1,6

Коефіцієнт піщанистості, дол.од. | 0,11

Коефіцієнт розчленування, дол.од. | 7

Пластова температура, С | 51,5 | 50 | 53 | 56 | 69,5 | 94,5 | 60,4

Пластовий тиск Мпа | 20,5 | 21 | 22 | 23,9 | 22,1 | 35,9 | 22,6

Вязкість нафти мПас | 1,2 | 1,22 | 1,39

Густина нафти в пластових умовах, кг/м3 | 717 | 715 | 748

Обємний коефіцієнт нафти, дол.од. | 1,23

Вміст сірки в нафті, | 0,34 | 0,22 | 0,16 | 0,23 | 0,12 | 0,2

Вміст парафіну, | 7,9 | 9,1 | 9,1 | 8,5 | 8,6 | 7,7

Тиск насичення нафти газом, МПа | 13,8

Газо вміст нафти | 102,7

Вміст стабільного конденсату, г/м3 | 144,2

Вязкість води в пластових умовах, мПас | - | - | - | - | - | - | -

Густина води в пластових умовах, кг/м3 | 1058

Середня продуктивність, 10 т/добМПа | 0,6 | 0,6 | 0,6 | 1,4 | 0,9 | 0,3 | 0,8

Середня приймальність 10 м3 | - | - | - | 79 | 76 | - | -

Початкові балансові запаси нафти 103 т | 485,9 | 2438,7 | 523,1 | 3397,7 | 4374,1 | 266,7 | 11486,2

Початкові видобувні запаси нафти, тис.т | 44,7 | 224,3 | 48,1 | 312,6 | 402,4 |