У складі середньоменілітової підсвити виділяються два горизонти: перших зеленувато-сірих аргілітів і високого опору.

Горизонт перших зеленувато-сірих аргілітів представлений аргілітами з прошарками пісковиків і алевролітів малої товщини. Горизонт високого опору складений дуже окремнілими аргілітами.

Верхньоменілітова під свита розділяється на три горизонти: піщано-аргілітовий підвищеного опору, туфітовий та піщано-аргілітовий. Представлена підсвита аргілітами з прошарками пісковиків та алевролітів; туфітовий горизонт товщею туфітів та аргілітів.

Загальна товща менілітової свити коливається в межах 480-1495 м.

Поляницька свита невідповідно залягає на розмитій поверхні менілітової свити. Представлена свита вапнистими аргілітами з прошарками пісковиків. Товщина свити змінюється в широкому діапазоні - від декілька метрів до 1775 м.

Неогенова система на Струтинській площі представлена міоценовим відділом, який включає в себе верхню частину поляницької свити і воротищенську свиту. Воротищенська свита складена товщею глин з прошарками пісковиків, іноді гіпсу.

Відклади антропогенової системи представлені суглинками, пісками, глинами, торфом, щебенем. Товщина викладів досягає 27 м.

В регіональному тектонічному плані Струтинське родовище розташоване в межах Бориславсько-Покутської зони Предкарпатського прогину. Родовище належить до Верхньо-Струтинської складки, яка являє собою асиметричну лінійну антикліналь з відносно похилим південно-західним крилом (15°-25°), яке занурюється під Спаську складку і Берегову скибу, за крутим підгорнутим північно-східним крилом, насунутим на Струтинську структуру.

Поперечними скидо-зсувами Верхньо-Струтинська складка розбита на п'ять блоків: Нижньо-Струтинський, Спаський, Північно-Струтинський, Струтинський (Ясеновецький) і Вільхівський. З них нафтоносними є Струтинський, Північно-Струтинський та Спаський блоки. Поперечні порушення типу скидо-зсувів характеризуються амплітудою вертикального зміщення в межах 60-120 м і горизонтального до 110 м.

Промислова нафтоносність на родовищі пов"язана з вигодськими відкладами еоцену і менілітовим-олігоцену. У менілітових відкладах основним об'єктом розробки є нижньоменілітовий поклад. Нафтоносні пісковики середньо- і верхньоменілітових відкладів є низькопродуктивними, характеризуються низькими колекторськими властивостями і невеликими видобувними запасами нафти.

В цілому нафтові поклади Струтинського родовища відносяться до пластових, склепінних, тектонічно-екранованих. Тип колектору теригенний.

Розміри Верхньо-Струтинської складки по покрівлі продуктивного горизонту нижньоменілітової підсвити в межах ВНК складають 5х1 км. Глибина залягання покрівлі верхніх продуктивних горизонтів Верхньострутинської складки по блоках змінюється від 1630 м до 2980 м.

Водонафтовий контакт нижньоменілітового покладу визначений на абсолютній відмітці 1851 м. Поверх нафтогазоносності із врахуванням продуктивних горизонтів середньо- і верхноменілітових покладів складає 673 м. ВНК вигодського покладу 2088 м, поверх нафтогазоносності 194 м.

1.3. Характеристика товщин, колекторських властивостей продуктивних пластів та їх неоднорідності

У вигодських відкладах виділено 5 продуктивних пластів, середня ефективна товщина яких змінюється від 1 (свердловина 22) до 30,8 м (свердловина 88). У покрівлі вигодської світи залягає пласт 1, який представлений пісковиками середньою ефективною товщиною 5,9 м. За даними промислово-геофізичних досліджень пористість колекторів змінюється від 7 до 14,5 %. Основний об'єм пласта займають колектори проникність яких становить від 0,1*10-3 до 1*10-3 мкм2. Ділянки з проникністю більше 1*10-3 мкм2 складають 4,3 % всієї продуктивної товщі пласта. Нижче по розрізу залягає пласт 2, представлений пісковиками ефективною товщиною 6,5 м і проникністю від 0,2*10-3 до 1,4*10-3 мкм2. Пласт 3 представлений пісковиком, середня ефективна товщина яких дорівнює 9,2 м. Спостерігається розшарування пласта на два проверстки, які розділені аргілітовою пачкою товщиною від 1 до 2 м. На окремих ділянках площі фіксується виклинювання основної частини пласта. Середня пористість пласта 10,2 %, проникність основної частини пласта від 0,3*10-3 до 0,6*10-3 мкм2.

Пласт 4, середня ефективна товщина якого дорівнює 13,0 м, розчленований аргілітовими різновидами порід товщиною від 2 до 3 м на два проверстки. Середня пористість пласта становить 11,7 %, проникність від 0,3*10-3 до 0,6*10-3 мкм2 . В районі свердловин 22, 52, 31, 40 зустрічаються ділянки з проникністю від 1,1*10-3 до 1,7*10-3 мкм2.

Середньою ефективною товщиною 15,7 м, пористістю від 8 % до 15,2 % і проникністю від 0,3*10-3 до 0,9*10-3 мкм2 характеризується пласт 5. На деяких ділянках спостерігається збільшення проникності до (1,8-3,6) *10-3 мкм2 (район свердловин 40, 31). Таким чином, продуктивні пласти вигодської світи представлені колекторами з проникністю до 1,0*10-3 мкм2 , а на окремих ділянках площі (район свердловин 22, 52 (пласти 4, 5), 52 (пласт 4), 40 (крім пласта 2), 31 (пласти 2, 4, 5) зустрічаються пісковики з покращеними колекторськими властивостями.

Пласти вигодської світи відокремлені один від одного 5-8 метровими аргілітовими проверстками, які витримані по всій площі, що погіршує гідродинамічний зв'язок пластів. Зони злиття окремих пластів між собою практично відсутні.Величини проникності пластів визначені на основі кореляційної залежності, встановленої між пористістю і проникністю на основі лабораторних досліджень керну.

Колекторські властивості піщано-алевролітових порід менілітового і вигодського покладів вивчалися на керівному та промислово-геофізичному матеріалах, а також за результатами гідродинамічних досліджень свердловин.

Керновий матеріал отримано в 22 свердловинах із менілітових відкладів, в тому числі в 6-ти з верхньо-середньо менілітових і в 6-ти свердловинах із вигодських. Усього виконано 195 аналізів кернового матеріалу менілітового покладу. Результати аналізів кернового матеріалу показали, що пористість колекторів змінюється від 6,2 до 14,6 %, а проникність від 0,1 до 23,8*10-3 мкм2. Пористість визначена промислово-геофізичними методами коливається в межах від 7 до 14,6%. Гідропровідність плата, а також і проникність для гідродинамічних розрахунків визначена за результатами досліджень свердловин при усталених режимах роботи. Початкова нафтонасиченіість колекторів визначалася тільки за даними промислово-геофізичних досліджень.

Прийняті при проектуванні величини такі: пористість 0,099, проникність 3,4*10-3 мкм2 і нафтонасченість 0,74 %.

Характеристика колекторських властивостей і нафтонасиченості для вигодського покладу приведена в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1- Характеристика властивостей нафтогазонасиченості

Метод визначеня | Найменування |