Геолого-промислова характеристика родовища і покладу
1.1 Загальні відомості про родовище
Гвіздецьке нафтове родовище в адміністративному відношенні розташоване в Надвірнянському районі Івано-Франківської області України і розробляється підприємством "Надвірнанафтогаз". Найбільшим населеним пунктами в районі родовища є м.Надвірна і села Пнів, Гвізд, Битків та інші.
Шляхи сполучення представлені залізницею Львів–Рахів і магістральним шосе Івано-Франківськ–Рахів з численними відгалуженнями, які з’єднують родовище з основними промисловими базами в будь-якій порі року. Найбільшими підприємствами району є управління бурових робіт, підприємство "Надвірнанафтогаз", нафтопереробний завод, завод по переробці відходів деревообробної промисловості ДСП, гравійний кар’єр та інші. Клімат району помірно континентальний з річною кількістю опадів 700-1000 мм. Середньорічна температура плюс 5 – плюс 7 °С з максимумом плюс 30 °С і мінімумом мінус 30 °С, термін опалювального сезону – 150-210 діб.
В геоморфологічному відношенні родовище розташоване у передгір’ї Карпат, гідрографічна сітка складається з р.Бистриця Надвірнянська з багатьма гірськими притоками, які є основним джерелом водопостачання промислових підприємств району.
Гвіздецьке родовище об’єднує нафтові поклади середньоменілітових, нижньоменілітових та еоценових відкладів палеогену, які виділені у самостійні об’єкти розробки вже на початку промислового освоєння. На кожному об’єкті створена власна сітка експлуатаційних свердловин, що дозволило застосувати принципово різні підходи у вирішенні питань нафтовилучення. Так, нафтовий поклад середньоменілітових відкладів впродовж практично всього часу розроблявся з підтриманням пластового тиску шляхом приконтурного заводнення із суттєвим перевищенням об’ємів закачуваної води над відборами рідини. Починаючи з 1969 р. в покладі зупинено падіння пластового тиску, його стабілізація на рівні 19 МПа, а ще через 10 років забезпечено зростання тиску на 3-2 МПа.
При розробці нижньоменілітового та еоценового покладів основний період розробки здійснювався на природних режимах виснаження і лише з 1984 р. запроваджено часткове підтримання пластового тиску.
Проектні рішення щодо раціональної системи розробки покладів і їх реалізація забезпечили належну технологічну ефективність вилучення запасів нафти.
Гвіздецьке нафтове родовище відкрито і введено в дослідно-промислову розробку у 1963 р. Промислова розробка його розпочата у 1967 р. за технологічною схемою, складеною ЦНДЛ АТ "Укрнафта" у 1966 р. та уточненою технологічною схемою 1972 р., які були складені на запаси, затверджені ДКЗ у розмірі 6240/2256 тис.т класу 111. Розбурювання родовища на протязі 1966-78 р.р. не підтвердило ці запаси, в основному за рахунок скорочення площі нафтоносності середньо-нижньоменілітових відкладів. У 1981 р. ДКЗ затвердило перераховані ЦНДЛ запаси в загальній кількості 3467/1161 тис.т класу 111, на базі яких виконано проект розробки 1984 р. На відміну від попереднього проекту 1978 р., яким була запропонована система розробки середньоменілітового покладу з підтриманням пластового тиску та решта покладів на режимах виснаження, основні положення нового документу стосувались питань оптимізації процесу розробки шляхом заводнення всіх трьох покладів, ущільнення сіток свердловин, переведення фонду на газліфтний спосіб експлуатації. Принциповим є також перевищення проектних коефіцієнтів нафтовилучення по всіх покладах над затвердженими ДКЗ величинами в середньому на 11,28 % (в загальному по родовищу 0,376 проти 0,335). Вихідні дані, прийняті при проектуванні, технологічні показники розробки покладу за зазначеним варіантом наведені в таблицях 1.1 – 1.3. На протязі 1987-1990 р.р. з 9 проектних свердловин (6 видобувних та 3 нагнітальних) пробурено і введено в експлуатацію 4 видобувні. У 1990 р. Держбалансом обліковані як приріст запасів за рахунок розвідки 406/132 тис.т нафти по нижньоменілітовому покладу зі збільшенням початкових запасів родовища до 3877/1297 тис.т. Цього ж року виконано НДР з авторського нагляду за реалізацією проекту розробки з рекомендаціями щодо введення форсованого відбору рідини, розвитку нестаціонарного впливу на пласт, уточненням рівнів видобутку через призупинення експлуатаційного буріння на період 1990-1995 р.р. У 1996 р. складено аналіз розробки з розрахунком технологічних показників на період 1996-2004 р.р., за яким продовжувалась дорозробка покладів.
Таблиця 1.1 – Вихідні геолого-фізичні характеристики
експлуатаційних об’єктів
Параметри | Одиниця виміру | Поклад
середньоменілітовий | нижньоменілітовий | еоценовий
1 | 2 | 3 | 4 | 5
Середня глибина залягання, Н |
м |
1760 |
1890 |
2140
Тип покладу | пластовий | пластовий | пластовий
Тип колектору | поровий | поровий | поровий
Розміри покладу:
довжина/ширина, L/B |
м х м |
3400 х 800 |
2400 х 500 |
2100 х 600
Площа нафтоносності, Ѕн | м2·103 | 2407 | 844 | 1209
Середня товщина ефективна, he | м | 40 | 115 | 103
Середня товщина нафтонасичена,hн | м | 15,24 | 22,50 | 15,45
Середня насиченість нафтою | 0,76 | 0,75 | 0,73
Середня насиченість зв’язаною
водою |
0,24 |
0,25 |
0,27
Пористість | 0,102 | 0,111 | 0,107
Проникність | мкм2 | 0,004 | 0,012 | 0,0124
Коефіцієнт варіації розподілу проникності, (к) | 0,68 | 0,9 | 0,7
Пластовий тиск, Р | МПа | 29,6 | 30,9 | 33,4
Пластова температура, Т | °С | 39 | 42 | 47
Відмітка приведення Рпл і , Нпр | м | -1110 | -1240 | -1550
Середні властивості флюїдів в
пластових умовах:
Густина нафти, | кг/м3 | 681 | 710 | 741
Тиск насичення нафти газом, Рн | МПа | 27,5 | 27,5 | 27,1
Газовміст нафти | м3/м3 | 192 | 178 | 126,6
Газовміст води | м3/м3 | 1,44 | 1,3 | 0,86
Об’ємний коефіцієнт нафти, вн | 1,52 | 1,4 | 1,31
Динамічна в’язкість нафти, н | мПа·с | 1,17 | 1,1 | 2,05
Середні властивості флюїдїв в стандартних умовах:
Густина нафти, | кг/м3 | 853 | 870 | 870
Густина води, | кг/м3 | 1204 | 1192 | 1183
Динамічна
