Вміст сірки в нафті | % | 0,21 | 0,26 | 0,27

Вміст парафіну в нафті | % | 0,8 | 9,62 | 10,36

Початкові загальні запаси нафти (затверджені ДКЗ), Gн |

т·103 |

1564 |

1348 |

965

в т.ч. категорії ІІІ | т·103 | 1564 | 1348 | 965

Початкові запаси нафтового газу (затверджені ДКЗ), Gг |

м3·106 |

357 |

189 |

141

Коефіцієнт нафтовилучення | 0,323 | 0,335 | 0,343

Коефіцієнт витіснення нафти водою за рівновагової газонасиченості |

0,52 |

0,52 |

0,52

Коефіцієнт продуктивності, Кд | 1,3 | 8,7 | 1,5

Коефіцієнт приймальності, Кп– |

13,4 |

8,6

Коефіцієнт питомої продуктивності, Кд пит. |

0,1 |

0,28 |

0,1

Коефіцієнт питомої приймальності, Кн.пит– |

1,6 |

0,4

Таблиця 1.2 – Основні вихідні характеристики ІІ варіанту розробки

Показники | Одиниця виміру | Поклади (горизонт)

середньо-менітовий

(І горизонт) | нижньо-менілітовий (ІІ горизонт) | еоценовий

(ІІІ горизонт)

1 | 2 | 3 | 4 | 5

Режим розробки |

заводнення |

заводнення |

заводнення

Система розміщення свердловин, сітка |

мxм |

200 х 200 |

200 х 200 |

200 х 200

Густота сітки свердловин |

10-4м2/св |

16 |

9,4 |

20

Відстань між свердловинами в нагнітальних рядах |

м |

500 |

150-900 |

-

Відстань від нагнітального ряду до І видобувного |

м |

250 |

200 |

250

Коефіцієнт охоплення процесом витіснення |

0,7 |

0,7 |

0,7

Режим роботи свердловин

видобувних

нагнітальних |

т/д

м3/д |

9,0

60,0 |

12,5

72,0 |

9,0

90,0

Коефіцієнт використання фонду свердловин |

1,0 |

1,0 |

1,0

Коефіцієнт експлуатації свердловин

- фонтанних

- механізованих |

-

0,95 |

-

0,95 |

0,95

0,95

Умови завершення розробки, дебіт |

т/д |

0,5 |

0,5 |

0,5

1.2. Характеристика геологічної будови

В геологічній будові родовища беруть участь крейдові, палеогенові і міо-ценові відклади.

Верхня крейда (К2st) представлена флішовими відкладами тонкоритмічного чергування сірих, зеленувато-сірих пісковиків, алевролітів і аргілітів стрийської світи. Розкрита товщина світи змінюється від 115 до 960 м.

Палеогенова система складена палеогеновим (ямненська світа), еоцено-вим (манявська, вигодська і бистрицька світи) і олігоценовим (менілітова світа) відділами.

Ямненська світа літологічно представлена чергуванням прошарків глин, алевролітів і пісковиків зеленувато-сірого кольору. Товщина відкладів ямненської світи змінюється від 21 до 50 м.

Розріз манявської світи (Р2mn) виконано ритмічним чергуванням зелену-вато-сірих і темно-сірих пісковиків, алевролітів слюдистих, вапнистих, дрібно-зернистих з дрібними прошарками сірих вапняків. Середня товщина манявських відкладів складає 177 м.

Вигодська світа (Р2vg) складена грубошаруватими пісковиками і алевро-літами сірими, темно-сірими, дрібнозернистими, не вапнистими. В підошві сві-ти залягають вапняки сірі, щільні. Товщина світи складає 103 м.

Бистрицька світа (Р2bs) на площі представлена двома підсвітами: попельською (піщано-алевролітовою) і бистрицькою (глинистою). В основному це зе-ленувато-сірі породи товщиною до 100 м.

Глибина залягання бистрицьких відкладів змінюється в межах від 1835 до 2350 м.

Менілітова світа олігоцену (Р3ml) складена середньо- і нижньоменілітовою підсвітами.

Нижньоменілітова підсвіта (Р3m1) об'єднує шешорський, нижньороговиковий, клівських пісковиків і других зеленувато-сірих аргілітів горизонти. Зага-льна її товщина 249 м.

Відклади середньоменілітової підсвіти представлені темними невапнис-тими аргілітами і голубувато-сірими пісковиками. Товщина підсвіти - 93 м.

Верхня частина підсвіти разом з верхньоменілітовими і поляницькими відкладами на родовищі відсутні. Глибина залягання менілітових відкладів ко-ливається від 1530 до 2090 м.

Розмита поверхня середньоменілітової підсвіти перекривається неогеновим моласовим комплексом. Він представлений воротищенською (N1vr) і стебницькою світами (N1st), складеними глинисто-алевролітистими голубува-тими породами з прошарками солей ангідритів і гіпсів. Товщина цих відкладів змінюється від 0,1-0,2 до 2,5 тис.м.

Антропогенові відклади розповсюджені по всій площі і складені суглин-ками, глинами з прошарками піску і щебню товщиною від 5 до З0 м.

У тектонічному відношенні Гвіздецька структура розташована в півден-но-східній частині Бориславсько-Покутської зони Передкарпатського прогину і являє собою вузьку антиклінальну складку північно-західного простягання з кутами падіння північно-східного крила 65-85°, північно-західного - 30-45°.

Нафтові поклади Гвіздецького родовища розповсюджені в межах Старун-ського блоку, ускладненого двома тектонічними порушеннями незначної амп-літуди (від 20 до 50 м), які ділять цей блок на три ділянки: І, II, III.

У продуктивній частині розрізу виділяються три горизонти, які об'єднують колектори середьоменілітової (І горизонт), нижньоменілітової (II горизонт), вигодської і манявської ( III горизонт) світ палеогену.

Поклади зазначених горизонтів пластового типу, склепінні, напівзамкнуті, по окремих блоках тектонічно екрановані.

На даний час всі три поклади розробляються окремо і характеризуються різними ВНК.

В першому продуктивному горизонті (Р3ml2) водонафтовий контакт (ВНК) на 1 ділянці знаходиться на абсолютній відмітці мінус 1221 м, на 2 і 3-й

ділянках він набагато нижчий і знаходиться на абсолютній відмітці мінус 1519м.

Водонафтовий контакт у нижньоменілітовому покладі по 1 і 2 ділянках прийнятий на відмітках відповідно мінус 1314 і 1331 м, на 3 ділянці на відмітці мінус 1405 м.

У III продуктивному горизонті ВНК прийнятий умовно за результатами випробування свердловини 201 на абсолютній відмітці мінус 1707 м, що відпо-відає підошві залягання вигодської світи.

1.3 Характеристика колекторських властивостей продуктивних пластів, їх товщин і неоднорідність

Характеристика колекторських властивостей продуктивних пластів ви-значалась за даними промислової геофізики і лабораторних досліджень керну.

Параметри відкритої пористості визначались за даними ГДС і прийняті як середньозважені по площі і нафтонасиченій товщині по І продуктивному гори-зонту: І ділянка -9,3%, 2 і 3 ділянки - 10,6 %; по II і III продуктивних горизо-нтах, відповідно 10,8 % і 10,7 %.

Коефіцієнт нафтонасиченості визначався за даними промислової геофізи-ки. Середньозважена по всій площі величина нафтонасиченості по І, II і III го-ризонтах дорівнює відповідно 76 %, 75 % і 73 %. Характеристика параметрів пласта зведена в таблиці 1.3.

Проникність зразків керну, які досліджувались, змінюється в широких межах: від 0,0001 до 0,3 мкм2.

Найбільш високі значення проникності спостерігаються в зразках нафто-насиченої частини середньоменілітового покладу. Статистичні ряди розподілу проникності зведені в таблиці 1.4.

Водонасиченість в продуктивних горизонтах змінюється від 0 % до 67 %.

Таблиця 1.4 - Статистичні ряди розподілу