Коефіцієнт нафтовилучення, дол.од. | 0,092 | 0,092 | 0,092 | 0,092 | 0,092 | 0,092 | 0,092

Початковий балансовий об’єм вільного газу, млн..м3 | 165,8

1.4 Властивості і склад нафти, газу, конденсату і води

Глибинні проби відбирались пробовідбірниками типу ПД-3М та МГ-1000. Всього відібрано 13 проб із 13 свердловин. Майже всі свердловини розташовані в окремих тектонічних блоках. Проби відбиралисьз різної глибини і при різних гідродинамічних умовах, тому робити висновки про закономірність зміни фізико-хімічних властивостей нафти по площі і розрізу родовища неможливо. Параметри нафти змінюються в широких межах. Густина пластової нафти змінюється від 608 до 817 кг/м3, в’язкість від 0,42 до 1,64 мПас, газо вміст від 41,9 до 329,9 м3/т.

Таблиця 1.2 – Основні характеристики покладів

Бистрицької складки

Величини | Верхньо- менілітові поклади (блоки)

ІІ | IV | V | VI | VIII

Початковий пластовий тиск, Мпа | 20,5 | 22 | 23,9 | 30,8 | 35,9

Пластова температура, С | 51,5 | 53 | 56 | 69,5 | 94,5

Геотермічний градієнт, С | 2,2 | 2,2 | 2,2 | 2,2 | 2,4

Дебіт нафти на 01.01.98р., т/доб | 0,6 | 0,5 | 0,7 | 0,7 | 0,3

Обводненість, | - | - | - | - | -

Газовий фактор, м3/т | 1140 | 1000 | 1060 | 1010 | 1135

Питома продуктивність, 10т/(мдобМПа) | 0,04 | 0,04 | 0,08 | 0,05 | 0,09

Питома приймальність, 10 м3/(мдобМПа) | - | - | - | - | -

Проникність, 10-15м2 | 0,9 | 1 | 2,2 | 1,4 | 2,5

Гідропровідність, 10-12(м2м)/Пас | 0,012 | 0,013 | 0,031 | 0,019 | 0,07

Нафти Бистрицької складки охарактеризовані 12 пробами з 8 свердловин. Густина нафти змінюється від 829,8 до 851,7 кг/м3, кінематична в’язкість від 2,321 до 4,374 мм2/с, лише в свердловині 98 густина нафти має величину 863,2 кг/м3, а вязкість – 7,196 мм2/с.

За середнім значенням вмісту сірки (до 0,2) нафти Довбушансько-Бистрицького родовища відносяться до мало сірчаних, за вмістом смол (до 10) до мало смолистих, за вмістом парафіну (більше 7,7) до парафінистих.

За груповим складом вуглеводнів нафти належать до метано-нафтенов их з метановою основою, за складом сірки до І класу, за виходом фракцій до 350С - до типу Т1, за вмістом парафінів в нафті до виду П3.

Фізико-хімічні властивості газу, розчиненого у нафті, вивчались за 32 пробами, відібраними із 16 свердловин. В компонентному складі переважає метан, вміст якого коливається від 73,27% до 97,56% . вміст етану і пропану змінюється в межах від 0,38% – 11,56% і 0,04% – 6,07% відповідно. З не вуглеводневих комлонентів присутній азот (0,26% – 9,96%), гелій (0,001% – 0,04%),вуглекислий газ (0,05% – 4,75%). Виявлено незначний вміст аргону (0, 009% – 0,06%) і водню (0,001% – 0,084%).

Спеціальні гідрогеологічні дослідження на території родовища не проводились. Інформація про хімічний склад пластових вод була отримана при випробовуванні і експлуатації свердловин. Відбір проб проводився в контрольних і простоюючи свердловинах, в колоні і у відкритому стовбурі випробувачемластів.

Приплив пластових вод Бистрицької складки одержані зі свердловини №№2, 6, 7, 9, 12, 14, 15, 53, 72. Крім менілітових відкладів у свердловинах 2 і 9 випробувані еоценові відклади.

Води менілітових відкладів характеризуються високою мінералізацією (10,2-155,2 г/л). Густина змінюється 1007,6 до 1093,56 кг/м3. У воді присутній підвищений вміст йоду і брому – відповідно 13,54 – 69,4 мг/л і 154-538 мг/л. Типи вод – гідрокарбонатнонатрієвий і хлоркальцієвий, у блоці свердловини 7 – сульфатонатрієвий.

Фізико-гідродинамічні характеристики

продуктивних горизонтів

Експериментальні дослідження з визначення характеристик витіснення нафти водою виконані для умов Південно-Гвіздецького родовища ЦНДЛ АТ “Укрнафта” в 1984 р. в дослідах використовувались взірці пісковиків з інтервалів продуктивних менілітових відкладів свердловини 2-П.Гв і 1-П.Гв. (всього 4 моделі), максимальний пластовий тиск обмежувався можливостями апаратури і становив 29,9 Мпа. У відповідності з цим рекомбінований взірець нафти і газу із свердловини 2-П,Гв, а також пластової води загальною мінералізацією 61 г/л, мав тиск насичення 28 Мпа, об’ємний коефіцієнт 1,85 і газо вміст 284 м3/м3. нафта витіснялась прісною водою із швидкістю прокачки 0,0017 см3/сек.

Таблиця 1.3 – Параметри моделей пласта

№ досліду | Пористість

долі од. | Проникність

10-3 мкм2 | Нафтонасиче-ність, долі од. | Коефіцієнт витіснення нафти водою

долі од.

1 | 0,084 | 25,6 | 0,648 | 0,516

2 | 0,091 | 26,6 | 0,644 | 0,518

3 | 0,160 | 37,8 | 0,621 | 0,519

4 | 0,166 | 38,2 | 0,607 | 0,523

Середнє значення | 0,519

Одержані дані близькі за значеннями до результатів експериментів, які моделюють процеси витіснення водою для більшості родовищ Передкарпаття (0,5 – 0,52).

4. Запаси нафти, газу і конденсату

В межах Довбушансько-Бистрицького родовища за даними геолого-промислової та геолого-геофізичної інформації виділено 6 об’єктів підрахунку:

1 – верхньо-середньоменілітові відклади Довбушанської складки;

2 - нижньоменілітові відклади Довбушанської складки;

3 – менілітові відклади підвернутого крила Довбушанської складки;

4 – верхньо-середньоменілітові відклади Бистрицької складки;

5 - нижньоменілітові відклади Бистрицької складки;

6 – верхньо-середньоменілітові відклади Південно-Бистрицької складки.

Підраховані запаси віднесені до категорії С1 і С2. До категорії С1 виділені запаси в межах контурів ВНК і ГНК. В блоках, де ВНК визначений умовно, запаси нафти за контуром ВНК віднесені до категорії С2. В блоках що не розкриті свердловинами, ВНК і ГНК визначені умовно за даними сусідніх блоків,запаси віднесені до категорії С2.

Протоколом № 409 від 1997.02.07 затверджені і прийняті на баланс запаси нафти Довбушансько-Бистрицького родовища категорії С1 в кількості