За даними лабораторного вивчення керну

Інтервали зміни, 10-3 мкм2 |

Число випадків

0-10 |

13

10-20 |

4

20-30 |

7

30-40 |

5

40-50 |

1

50-60 |

1

60-70 |

2

70-100 |

1

100-200 |

3

200-300 |

1

Всього |

38

На Гвіздецькому родовищі товщини пластів по площі значно змінюються внаслідок виклинювання і фаціального заміщення.

Загальна товщина відкладів середньоменілітової підсвіти дорівнює 37м і змінюється в межах від 7,2 до 62,8 м. Ефективні товщини пластів змінюються від 5 (свердловина 201) до 37,6 м (свердловина 50).

Горизонт представлений чергуванням щільних вапнистих аргілітів, піско-виків і алевролітів.

У відкладах нижньоменілітової підсвіти виділяються три пачки. Верхня пачка представлена в основному аргілітами, серед яких зустрічаються малопо-тужні пропластки глинистих пісковиків і алевролітів.

Пласти-колектори виділяються у другій пачці, до якої відноситься гори-зонт клівських пісколвиків.

У нижній частині підсвіти залягає роговиковий горизонт, представлений пропластками щільних аргілітів, роговиків, мергелів. В підошві роговикового горизонту прослідковується підроговиковий пісковик.

Товщина відкладів нижноменілітової підсвіти в середньому складає 113м. Ефективна товщина змінюється від 20,8 до 62,2 м.

Відклади вигодської світи представлені пісковиками, щільними вапнис-тими аргілітами та вапняками. Товщина відкладів змінюється від 5 до 134 м і в середньому дорівнює 86,8 м.

Ефективна товщина пластів коливається в межах від 4 (свердловина 218) до 40 м (свердловина 201).

Середньозважені по площі ефективні нафтонасичені товщини складають 15,2; 30,7 і 15,5 м відповідно для середньоменілітового, нижньоменілітового і вигодського покладів (таблиця 1.5).

Таблиця 1.5 - Характеристика товщин пластів

Товщина |

Показники |

Поклад

середньо-менілітовий |

нижньо-менілітовий |

еоценовий

Загальна |

Середня,м

Коефіцієнт варіації

Інтервал змін, м |

37

1,5

7-62,8 |

113,4

0,91

53,4-156,8 |

86,8

1,49

5-134

Ефективна |

Середня,м

Коефіцієнт варіації

Інтервал змін, м |

16,2

2,0

5-37,6 |

41,4

1,0

20,8-62,2 |

16,5

2,2

4-40

Нафтонаси-чена |

Середня,м

Коефіцієнт варіації

Інтервал змін, м |

15,2

1,3

3,6-24 |

30,7

1,4

5,4-48,6 |

15,5

2,2

0-39,4

Детальне вивчення геологічної будови об'єктів розробки з побудовами карт розповсюдження продуктивних пачок по трьох горизонтах наведені в про-екті розробки з подальшим уточненням в наступному аналізі розробки за ре-зультатами буріння свердловин 228, 230, 231 і 233. У таблиці 1.6 наводиться характеристика розчленування і перерваності пластів.

Таблиця 1.6 - Статистичні показники характеристикнеоднорідності продуктивних горизонтів

Показники |

Поклад

середньо-менілітовий |

нижньо-менілітовий |

еоценовий

Кількість свердловин,

використаних для визначення |

20 |

17 |

6

Коефіцієнт піщанистості, Кп

середній коефіцієнт варіації |

0,437

1,51 |

0,37

1,38 |

0,19

3,84

Коефіцієнт розчленування, Кр середній коефіцієнт варіації |

5,2

1,35 |

14,1

0,92 |

5,8

1,21

Характеристика перерваності |

0,85 |

0,76 |

0,57

1.4 Властивості і склад нафти, газу і води

Властивості пластових нафт вивчалися за глибинними пробами, які відбиралися у початковий період експлуатації свердловин і наведені в таблиці 1.7.

Таблиця 1.7 - Властивості пластових нафт

Показники |

Поклад

середньо-менілітовий |

нижньо-менілітовий |

еоценовий

Тиск насичення., МПа |

22,5 |

27,5 |

27,1

Газовміст, м3/т |

225 |

205 |

146

Об'ємний коефіцієнт |

1,467 |

1,40 |

1,31

Густина пластової нафти, кг/м3 |

681 |

710 |

741

Густина газу при одноразовому розгазуванні, кг/м3 |

0,955 |

0,85 |

0,782

В'язкість пластової нафти мПа·с

(при температурі) |

1,17

45° |

1,1

52° |

2,05

54°

В'язкість сепарованої нафти, мПа·с |

4,5 |

2,7 |

7,1

Коефіцієнт розчиненості, м3/м3 МПа |

7,0 |

6,1 |

4,68

Коефіцієнт стискання, 1/МПа |

1,58·10-3 |

1,58·10-3 |

1,45·10-3

Усадка нафти, % |

34,2 |

29,6 |

23,7

По середньоменілітовому покладу густина нафти майже не змінилась. По нижньоменілітовому і еоценовому покладах середня густина нафти залишилася на попередньому рівні - 867 і 871,6 кг/м3. Кінематична в'язкість нафти при 40°С складає відповідно - 13,9; 11,8 і 13 мм /с. Вміст парафіну збільшився в нафті середньоменілітовоо покладу з 8 % до 15,2 % і нижньоменілітового - з 9,6 % до 14,6 %, еоценового - з 10,3 % до 17 %. Вміст акцизних смол по середньоменілітовому покладу збільшився з 19,8 % до 26,6 %, по решті покладів він залишився без змін.

Середній компонентний склад нафтових газів наведений в таблиці 1.8

Газ відноситься до нафтових жирних газів. Об'ємна частка СО2 не перевищує 0,7%, азоту - 0,74 %, відносна густина газу за повітрям 0,684

Таблиця 1.8 - Середній компонентний склад нафтових газів

Компо-нентний склад |

Моле-куляр-на маса |

III продуктивний горизонт

Відносна густина газу за повітрям |

Середній склад

об'єм-на час-тка, % |

масова частка, %

СH4 |

16,04 |

85,31 |

68,80

С2Н6 |

30,07 |

6,36 |

9,60

С3Н8 |

44,10 |

3,49 |

7,69

і-С4H10 |

58,12 |

2,08 |

6,08

п- С4H10 |

58,12 |

0,51 |

1,51

п-С5Н12 |

72,15 |

1,16 |

4,22

п- С5Н12 |

72,15 |

0,10 |

0,36

С6H14 |

86,14 |

0,05 |

0,22

С02 |

44,01 |

0,24 |

0,53

N2 |

28,02 |

0,70 |

0,99

Н2 |

4,0 |

сл. |

0,0

Н2 |

2,0 |

0,0007 |

0,0

Аг |

39,92

Сума |

0,684 |

100 |

100

Пластові води середньоменілітових, нижньоменілітових і еоценових відкладів близькі за хімічним складом і відносяться до хлоркальцієвого типу. Загальна мінералізація їх становить 273-316 г/л, густина - 1183-1204 кг/м3.

Властивості та іонний склад пластовоі води зведені в таблицю 1.9

Таблиця 1.9 - Властивості та іонний склад пластової води

Найменування | Одиниця виміру | Середньо-менілітовий поклад | Нижньоме-нілітовий поклад | Еоценовий поклад

Газовміст | м3/т | 1,44 | 1,3 | 0,86

Загальна    

мінералізація | г/л | 316 | 279 | 273

Густина | кг/м3 | 1204,2 | 1192,5 | 1183,2

Вміст іонів | мг/л    

ммоль/л   

Сl-  | 178068.8 | 179731.0 | 168625.5  

5021,4 | 5068,4 | 4755,2

S0-4  | 138.8 | 17.0 | 41.0  

2,9 | 0,37 | 0,5

НСО-3  | 235.3 | 160.1 | 134.2  

3,5 | 2,35 | 2,2

Са++  | 17536.7 | 20778 | 20354,1  

829,3 | 1036,7 | 1015,7

Ма++К+  | 91973,3 | 88113.0 | 82841.8  

4131,3 | 3831 | 3601,8

1.5 Запаси нафти і газу

При підрахунку запасів у розрізі палеогенових відкладів виділені три продуктивні горизонти, які не є об’єктами розробки.

І продуктивний горизонт – у відкладах середньоменілітової підсвіти;

ІІ продуктивний горизонт – у відкладах нижньоменілітової підсвіти;

ІІІ продуктивний горизонт – у відкладах вигодсько-пасічнянської світи.

На даний час всі три поклади розробляються роздільно, води характеризуються своїми ВНК, режимом роботи та фізико-хімічними характеристиками флюїдів.

Запаси нафти і газу родовища перезатверджені ДКЗ за перерахунком ЦНДЛ АТ "Укрнафта" 1980 р. в кількості 3167/1161 тис.т категорії С1.

У 1984 р. при складанні проекту розробки родовища видобувні запаси нафти визначені з врахуванням розвитку процесу підтримання пластового тиску по всіх трьох експлуатаційних об’єктах в кількості 1309,1 тис.т,