Гвіздецьке нафтове родовище

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Зміст

Вступ

1. Загальна характеристика родовища

1.1 Географо-економічна характеристика

1.2 Коротка історія геолого-геофізичного вивчення та освоєння родовища

1.2 Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу

1.4 Тектоніка

1.5 Нафтогазоносність

1.6 Гітрогеологічна характеристика розрізу

2. Детальна характеристика продуктивного горизонту

2.1 Фізико-літологічна характеристика розрізу

2.2 Фізико-хімічні властивості пластових флюїдів

2.3 Термо-баричні умови покладу

2.4 Геолого-технічні умови експлуатації свердловин і пластів

3. Охорона надр і навколишнього середовища

Висновок

Список використаної літератури

Вступ

Курсовий проект з курсу «Нафтогазопромислова геологія і геологічна розробка нафтових і газових родовищ», тема «Детальна геолого промислова характеристика покладів нафти або газу» ставить перед собою мету закріпити наші знання з теоретичного курсу і одержати навики самостійної практичної роботи і узагальнення первинних геолого-промислових матеріалів для детального вивчення геолого промислової характеристики конкретного покладу газу конкретного родовища. Ці дані пізніше використовують при підрахунку запасів і проектуванні раціональної розробки.

Основна задача при підготовці і виконанні курсового проекту полягає в зборі первинного матеріалу, який і буде основою самостійної роботи.

Вихідними матеріалами для складання курсового проекту є геолого промислова документація НГВУ Надвірнанафтогаз, а також науково-технічні звіти.

При написанні даного курсового проекту ми повинні освоїти елементи науково-дослідної роботи і навчитися використовувати їх на практиці, що в подальшому знадобиться на самостійній виробничій практиці.

1. Загальна характеристика родовища

1. 1 Географо-економічна характеристика

Гвіздецьке нафтове родовище розміщене на території Богородчанського і Надвірнянського районів Івано-Франківської області.

В геоморфологічному відношенні даний район охоплює передгір'я Карпат, яке переходить на північний-схід на рівнину. Рельєф в межах родовища горбисто-рівнинний з відмітками +380 — +580м.

Загальний нахил місцевості з північного-сходу на південний-схід. Найбільш крупними ріками є Бистриця Солотвинська і Бистриця Надвірнянська. Кількість води в них залежить від інтенсивності випадання опадів.

Клімат району помірно-контенинтальний. Річна кількість опадів — 700−900 мм. Середньорічна температура коливається від +5 до +7 0С. Абсолютні мінімальні і максимальні температури коливаються від +35 0С для літніх місяців, і -30 0С для зимового періоду.

В районі родовища добре розвинута сітка шосейних і залізних доріг. Північно-східну частину родовища пересікає залізна дорога, яка з'єднує міста Львів-Івано-Франківськ-Надвірна-Рахів; шосейні дороги, які з'єднують місто Надвірна з містами Івано-Франківськ, Богородчани, Коломия, Делятин, Яремча та інші. Більшість населених пунктів сільського типу зв’язані між собою гравійними і покрашеними ґрунтовими дорогами.

Даний район досить густо заселений. Найбільш крупні населені пункти — міста Богородчани, Надвірна, села Солотвино, Старуня, Жураки, Дзвіняч, Гвізд, Молодків та інші.

1.2 Коротка історія геолого-геофізичного вивчення та освоєння родовища

Основою для постановки глибинного пошукового буріння послужили результати сейсморозвідувальних досліджень, проведених у 1959 році на площі Дзвиняч — Делятин Бендерським В. Я. та Ейбергом Ю. Я., а також варіоиетричних досліджень проведених у 1959 році Гоптовим І.З. Одночасно з сейсморозвідувальними роботам, бурилися структурно-пошукові свердловини глибиною 800−1000 м.

З 1958 року на площі Старуня-Гвізд почалося буріння глибинних розвідувальних свердловин. Одна із свердловин — № 40 Старуня, закладена на північний-схід від Старунської складки, в 1962 році розбурили флішеві відклади нової складки, яка отримала назву Гвіздецької. При випробуванні нижньоменілітової підсвіти із свердловини був отриманай приплив газу і конденсату. У з’язку з отриманням припливу газу і конденсату із нижньоменілітових відкладів Гвіздецької складки і виходячи із результатів сейсморозвідувальних і польових геологічних дослідженнях, в 1963-ому році НГВУ склало проект розвідки Гнізд з метою розвідки Гвіздецької і Північно-Гвіздецької складок на Старунському і Битківському блоках. В 1963-ому році нафтогазоносність Гвіздецької складки була підтверджена випробуванням свердловини № 55, яка дала фонтанний приплив нафти з середньоменілітової підсвіти з дебітом 142 т/добу на 8 мм штуцері. В 1964 році була доведена нафтогазоносність еоценових відкладів випробуванням свердловини № 100.

1. 3 Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу

В будові родовища Гвізд присутні відклади крейдового, палеогенового і неогенного віку в складі глибинної складки другого структурного ярусу Внутрішньої зони Передкарпатського прогину.

В розрізі Гвіздецької складки розкриті знизу вверх відклади стрийської (верхня крейда), ямнецької (палеоцен), манявської, вигодської, Бистрицької (еоцен), менілітової (олігоцен), воротищенської (міоцен) світ.

Крейдова система — К

Відклади стрийської світи (К2st) на площі Гнізд розкриті на незначну товщину одної свердловини № 100, а також одинокими свердловинами на сусідніх площах Пнів, Битків. Відклади даної світи складені ритмічним чергуванням пісковиків, алевролітів, аргілітів.

Розкрита товща світи коливається від 115 м в Гвіздецькій складці до 477 м на площі Пнів і 261 м на площі Битків.

Палеогенова система — Р

Палеоцен — Р1

Ямнецька світа — (Р1jm)

Гвізд пройдений свердловиною № 100 в інтервалі 2222−2243 м. Даний інтервал керновим матеріалом не охарактеризований, тому опис ямнецьких відкладів приведено по аналогії з відкладами глибинної складки Битківського родовища, де вони представлені аргілітами з пісковиками і алеаролітовими прошарками, товщиною до 5 мм.

Товщина світи на площі Гвізд складає 21 м.

Еоцен — Р2

В еоценовому комплексі північного схилу Карпат Внутрішньої зони добре виділяються три товщі - внизу і вверху дві товщі зеленого ритмічного флішу під назвою манявської і бистрицької світ і розділяючі їх масивні і грубошаруваті пісковики вигодської світи.

Манявська світа (Р2mv)

Розріз манявської світи представлений ритмічним чергуванням зеленувато-сірих пісковиків, алевролітів з 10 метровим строкатим горизонтом в підошві і з рідкими незначними по товщі (5−20 см) прошарками мергелів у верхній частині світи.

Вигодська (Р2vg)

Відклади Вигодської світи на Гвіздецькій складці розкриті в 10 свердловинах.

Товщина світи змінюється від 77 м (св. 125) до 130 м (св. 80).

Дещо збільшена товща в свердловині № 201 до 174 і до 203 м в св. № 130 імовірно за рахунок крутого падіння крилів складки.

Бистрицька світа (Р2bs)

Відклади Бистрицької світи на площі Гвізд розкриті в 15 свердловинах, причому повністю пройдені в 10 свердловинах. Розкрита їх товщина змінюється від 51 м (св. 125) до 110 м (св. 206).

На даній площі авторам вдалося розчленувати Бистрицьку світу на три горизонти (знизу верх):

1. алевролітовий — представлений ритмічним чергуванням алевролітів, аргілітів і пісковиків з перевагою алевролітів;

2. аргілітовий — у вигляді зелених незвивистих аргілітів і глин з пілпорядкованою кількістю прошарків пісковиків і алевролітів;

3. в верхній частині розрізу незначний по товщині 15−28 м глобігериновий горизонт, який представлений чергуванням сірих мергелів з пачками тонкоперешаруватих чорних аргілітів і тонкоплитчастих алеаролітів. Раніше він відносився до шешорського горизонту.

Горизонт чітко виділяється на каротажних діаграмах в більшості розрізів свердловин і є добрим кореляційним репером.

Олігоцен — Р3

Олігоценовий відділ представляють тільки відклади менілітової сіти.

Менілітова світа (P3ml)

В загальній схемі виділяють три підсвіти: нижньоменілітову, середньоменілітову і верхньоменілітову.

На площі Гвізд верхня частина менілітових відкладів розмита і в геологічній будові складки приймають участь нижньоменілітова, середньоменілітова підсвіти і лиш деяка частина (10−70 м) верхньоменілітових відкладів.

Нв сусідній Старунській площі розмиву піддалися відклади нижньоменілітової підсвіти. Причому, глибокий розмив спостерігається вузькою смугою вздовж сходу складки, в районі свердловин 20,10,15 -Старуня, де нижньоменілітова підсвіта розмита до клівського горизонту.

Нижньоменілітова підсвіта (Р3ml1)

На даній плоші виділяються чотири горизонти: 1) шешорський,

2) нижніх роговиків, 3) клівських пісковиків, 4) 2-х зеленувато-сірих аргілітів.

Аргілітів горизонт, який на інших площах розташований між горизонтами нижніх роговиків і клівських пісковиків тут не чітко виражений, місцями відсутній.

Шешорський горизонт розташований в підошві нижньоменілітової аідсвіти і представлений масивними сірими пісковиками з прошарками тонко плитчастих алевролітів і чорних не вапнякових аргілітів.

Товщина горизонту від 28 м (св. 201) до 63 м (св. 206).

Нижньороговиковий горизонт представлений пачкою тонкошаруватих смугастих силіцитів, які чергуються з чорними аргілітами. Цей горизонт є витриманим по площі і добре виділяється на каротажних діаграмах усіма свердловинами, що його розкрили. Товщина даного горизонту коливається в межах 15 м (св. № 50) до 33 м (св. № 105).

Горизонт клівських пісковиків складений, в основному, пісковиками з прошарками алевролітів і аргілітів. Для нього характерне лінзоподібне залягання пісковиків, які є продуктивними на Гвіздецькій площі. Товщина даного горизонту коливається від 34 м (св. № 201) до 69 м (св. № 200).

Горизонт других зеленувато-сірих аргілітів представлений зеленувато-сірими, слюдистими не вапняковими аргілітами малопотужніми прошарками зеленувато-сіріх пісковиків. Товщина коливається в межах 50−103 м.

Розкрита товщина нижньоменілітової підсвіти складає 179−301 м.

Середньоменілітова підсвіта (P3vl2)

Складається із темно-сірих вапнякових аргілітів які при вивітрюванні світліють і отримують сталево-сірий колір. Аргіліти чергуються з вапняковими голубовато-сірими пісковиками, слюдистими.

Інколи зустрічаються крупні сидеритові конкреції. Дана підсвіта на площі Гнізд є основним продуктивним горизонтом.

Товщина середньоменілітової підсвіти на площі Гвізд складає 40−135м.

Верхньоменілітова підсвіта (P3ml3)

На площі Гвізд верхньоменілітова підсвіта місцями розмита і в розрізі присутня тільки незначна її частина від декількох до 70 м. Представлена переважно аргілітами.

Верхня частина олігоценового відділу поляницької світи (Р3pl) в межах Гвіздецької складки розмита, томуу в розрізах свердловин не зустрічаються.

Неогенова система — N

Неогенові відклади на площі Гнізд широко розповсюджені і мають багаточичельні виходи на денну поверхню. Представлені вони тут воротищенською і стебницькою світами.

Воротищенська світа (N1vr)

Залягають неузгоджено на відкладах менілітової світи і характеризуються різкою фаціальною мінливістю. Відклади даної світи поділяються на нижньоворотищенську, слобідську або підсвіту слобідських конгломератів і верхньоворотищенську підсвіти.

Нижньоворотищенська підсвіта (N1vr1)

Складена аргілітами і глинами, часто соляними, з прошарками пісковиків і алевролітів. Всі породи сильно перем’яті.

Товщина нижньоворотищенської підсвіти коливається в широких межах від 30 до 1300 м.

Слобідська підсвіта (N1sl)

Представлена переважно грубоуламковими породами. В склад підсвіти входять пісковики, аргіліти, глини і доломіти, які залягають у вигляді малопотужних прошарків серед грубоуламкових порід.

Товщина слобідської підсвіти також коливається в широких межах від 240 до 1900 м.

Верхньоворотищенська підсвіта (N1vr3)

Відклади верхньоворотищенської підсвіти площі Гвізд представлені двома фаціями: глинисто-соленоний і піщано-глинисто-добротовський. Перехід з однієї фації в другу поступовий.

Глинисто-соленосні відклади верхньоворотищенської підсвіти представлені товщею соленосних глин і аргілітів, які вміщають рідкі прошарки пісковиків. Вся маса порід сильно насичена сіллю і гіпсом, які є цементуючою речовиною.

Товщина фації 600−1500 м.

Піщано-глиниста фація характеризується тонкошаруватим чергуванням аргілітів, пісковиків і алевролітів, інколи зустрічаються прошарки мергелю. Товщина відкладів добротовської фації складає 220−1900 м.

Стебницька світа (N1st)

Відклади світи узгоджено залягають на осадках воротищенської світи. Спостерігається поступовий перехід від воротищенських відкладів до стебницьких. В розрізі перехідної товщі є багато сірих аргілітів і глин, які змінюються червоними. Для стебницьких відкладів характерний червоний і розовий колір і сильна вапняковість.

Літологічні стебницькі відклади представлені чергуванням глин і аргілітів червоних, червоно-бурих, рідше зеленувато-сірих і пісковиків бурова то-сірих, бурих і грязно-сірих.

Товщина стебницких відкладів в межах описаної площі досягає 800 м.

Четвертинні відклади — Q

Представлені глинами і сірими суглинками, в’язкими, з прошарками піску, місцями складені із алювіального і делювіального крупного щебню.

Товщина їх міняється від 5 до 30 м.

1. 4 Тектоніка

На теперішній час загально прийнятий поділ Прикарпатського прогину на дві зони: внутрішню і зовнішню.

Внутрішня зона по схемі В. В. Глушко в межах Українських Карпат в свою чергу поділяються на дві підзони: Покутсько-Бориславську і Самбірську.

Покутсько-Бориславська підзона є головною зоною нафтонакопичення в східних Карпатах, до якої приурочено і Гвіздеціке родовище. Представляє собою антиклінорій складної будови (шириною 10−15 км), яка простягається вздовж північно-східного схилу Карпат і складається із лінійно-витягнутих складок, зазвичай перекинутих або зрізаних і насунутих одна на одну в північно-східному напрямку.

Південно-західні крила цих складок значно пологіші північно-східних.

По простяганню шарніри складок антиклінорію ундулюють і сам він пересікається поперечними скидо-зсувами, які проходять один від другого на порівняно невеликій відстані (від 1 до 7,15 км).

Амплітуда вертикального зміщення скидо-зсувів коливається від декілька десятків до 1000 м і горизонтального досягає до3−4 км.

Все це обумовило блокову будову антиклінорію, що затрудняє простежування окремих ліній антиклінальних складок на велику відстань. Лінійно витягнуті антиклінальні складки групуються в більш крупніші тектонічні елементи — три структурних яруси. Найбільш вивченими в структурному відношенні є верхній ярус складок, а залягаючий під ним другий і третій яруси вскриваються незначною кількістю свердловин (за виключенням вивчаємого району) і про їх будову можна судити в більшості випадків лиш на основі загально-геологічних уявлень.

Гвіздецька складка розміщена в межах Надвірнянської депресії яка на північному заході примикає до Майдан-Івано-Франківського підняття, а на південному сході межує з Микуличин-Коломийським підняттям.

Зовнішня границя Бориславсько-Покутської підзони зазвичай співпадає з лінією, оконтурюючою з північного сходу смугу суцільного розповсюдження нижньоміоценової соленосної товщі і співпадає з лінією досить масивного насуву, по якому весь антиклінорій насунутий на моласи Самбірської підзони. Його південно-західна границя на даний час точно не встановлена, приблизно вона проводиться на північно-східній границі розповсюдження Сколевської скиби.

З південного заходу Бориславсько-Покутська підзона частково перекрита насунутими на неї відкладами скибової зони Карпат, які складаються із оровської і берегової скиб.

По мірі накопичення фактичного матеріалу по глибокому бурінню появилась можливість простежувати (у внутрішній зоні прогину) окремі лінії складок на досить великі відстані. В досліджуваному районі виділяються декілька ліній антиклінальних складок, які групуються нами в два структурних яруси.

Г. Н. Доленко, Б.І. Ярош та ін. (1970 р.) відображають три яруси складок з трьома підзонами: Бориславською, Трускавецькою і Дрогобицькою.

Міжплощадна кореляція розрізів свердловин дає підставу віднести Гвіздеціку складку до групи складок другого структурного ярусу. Крім неї, до другого ярусу складок у цьому районі відносяться такі складки, як Старунська, Пас ічнянська, Бухтовецька; кожна х них відносяться до окремої лінії складок. Північно-східна лінія складок, до якої, крім Гвіздецької, відносяться складки — Дзвинячська, Делятинська, утворює дугу, опуклою стороною повернену до Зовнішньої зони. Найбільш висунута частина цієї лінії складок розташовується в районі Гвізда і Дзвиняча.

Наявність поперечних скидо-зсувів викликала необхідність районування Бориславсько-Покутського антиклінорію на окремі блоки, тектонічні ділянки. Ті самі блоки найчастіше іменуються по різному, у той же час в одноіменні назви вкладається різний зміст. При описі тектонічної будови ми в основному використовуємо найменування блоків і крупних порушень прийнятих первісному підрахунку запасів.

Гвіздецька складка являє собою перекинуту до північного сходу вузьку антикліналь близьку до меридіонального простягання. Північно-східне крило складки круте (65−700), південно-західне пологіше, зрізане насуванням Старунської складки, підтверджується даними буріння свердловин № 205 і № 214. при первинному підрахунку запасів ця частина структури була недорозвідана й авторами підрахунку запасів передбачалося, що південно-західне крило навантажується під Старунську складку. Таке трактування будови площі є основною причиною завищення її розмірів.

Ширина Гвіздецької складки складає 800−900 м на півночі і до півдня розширюється до 1400 м. По замкнутій ізогіпсі - 2400 м, яка проведена по покрівлі еоценонових відкладів складки, досягає 12 км у довжину.

Північна частина складки ускладнена диз’юнктивним регіональним (Солотвинським) порушенням, що підсікається свердловинами №№ 95 і 105.

По цьому порушенню північна частина складки (Солотвинський блок) відстала і майже цілком ховається під насунутою на неї Старунскою складкою. За даними буріння і геологічних побудов вертикальна амплітуда насуву складає 400 м, горизонтальна — 700 м. У межах південної частини складки і при первісному підрахунку запасів виділялося два блоки Старунський, що займає центральне положення і Битківський розташований на півдні. Одержання додаткового матеріалу не дає підстави для виділення двох блоків, тому ми їх поєднуємо в один Старунський блок.

Найбільш піднята частина складки розташована в Старунському

блоку в районі свердловин №№ 100 і 206, де покрівля средньоменілітових

відкладів знаходиться на абсолютних відмітках -1028,8 і -1047,4 м. Висока складка по покрівлі еоценових відкладів оцінюється в 1000 м.

Північному-заході Гвіздецька складка відокремлюється від сусідньої Дзвиняцької, Манявським поперечним порушенням, амплітуда якого визначається в 400 м. Порушення підсікає свердловину № 135 -Гвізд. На південому-сході Старагорського порушення, що розділяє Старунський і Делятенський блоки в межах Гвіздецької лінії складок не виявлене.

1. 5 Нафтогазоносність

Промислова нафтогазоносність родовища Гвізд приурочена до менілітових і еоценових відкладів Старунського блоку Гвіздецької складки.

У розрізі воротищенських відкладів родовища Гвізд немає досить потужних і потриманих піщаних пластів. Останні залягають у виді лінз, дуже обмежених по розміру. Скупчення нафти і газу в них зустрічаються рідко, мають вторинний характер і не представляють практичного інтересу. Ці відклади випробовуралися в свердловинах № 30 і 217, однак у них припливу не отримано.

Південно-західніше родовища Гвізд на площі Старуня ще з 60 років минулого століття із воротищенских відкладів вироблявся видобуток озокериту. Одночасно з колодязів, глибина яких досягала 60 м, вироблявся. видобуток нафти в кількості близько 100 тонн у рік. Такий кустарний видобуток продовжувався майже до кінця ХЇХ століття. Перша свердловина «Греве-1», глибиною 180 м була пробурена в 1885 році, з якої було стримано кілька бочок нафти. Надалі на площі Старуня було пробурено ряд свердловин, у яких з воротищенських відкладів були отримані незначні припливи нафти.

Зупинимося нижче на характеристиці нафтогазоносності менілітових, еоценових, палеоценових і верхньокрейдових відкладів Гвіздецької складки.

За даними промислово-геофізичних досліджень у верхньоменілітових відкладах складки Гвізд колектори не виділяються. Не виділяються колектори також в горизонті других, зеленувато — сірих аргілітів нижньоменілітової підсвіти і у відкладах бистрицької світи еоцену. Необхідно відзначити, що в свердловинах №№ 130, 201, 204, 207 і 218 при випробуванні средньоменілітових відкладів захоплено фільтром чи перфорацією від 16 до 25 м верхньоменілітових відкладів, а в свердловинах №№ 55-ст, 204, 207, 212, 213, 220 І 221 - від 16 до 40 м. відкладів горизонту других зеленувато-сірих аргилітів нижньоменілітової підсвіти. При випробуванні нижньоменілітових відкладів у свердловині № 50 захоплено фільтром 20 м бистрицьких відкладів, а в свердловині № 200 у відкритому стовбурі 83 м бистрицьких відкладів. Крім цього, при випробуванні вигодських відкладів у свердловині № 40-Ст охоплено перфорацією 34 м бистрицьких відкладів.

Середньоменілітові відклади Старунського блоку Гвіздецької складки випробувалися в свердловинах №№ 45-Ст, 50-Сг, 55-Ст, 70,75, 80, 200, 201, 202, 204, 207, 212, 213, 218, 220 і 221. Припливи нафти отримані в свердловинах №№ 50-Ст, 55-Ст, 80, 200, 201, 203, 204, 207, 212, 218 і 221 (у свердловині № 80 з інтервалу 1911−1925м нижньоменілітових відкладів отриманий приплив нафти з дебітом 3 т/добу; після прилучення до них средньоьменілітових відкладів дебіт нафти збільшився до 36 т/добу). Мінімальний приплив нафти з дебітом 1 т/добу отримана в свердловині № 218, а максимальний — з дебітом 142 т/добу в свердловині першовідкривачці № 55-Ст. Приплив води з нафтою отриманий у свердловинах №№ 50-Ст і 75, що розкрили водонафтовий контакт. У свердловині № 50-Ст після встановлення цементного моста для ізоляції контурної води з верхньої частини середньоменілітових відкладів отриманий приплив безводної нафти.

У свердловині № 220 при випробуванні середньоменілітових відкладів отриманий приплив води з плівками нафти. З метою визначення водовідачі горизонту двічі вироблявся термокаротаж. Для визначеная місця припливу води проводилися також дослідження за допомогою глибинного витратоміра, отримано приплив води в інтервалі 1660−1667м. Вода є контурною. Припливи контурних вод отримані також у свердловинам №№ 45-Ст і 213.

У свердловинах №№ 40-Ст, 100, 202 і 206 середньоменілітові відклади не випробовувалися. За даними промислово-геофізичних досліджень середньоменілітові відклади в свердловинах №№ 100, 202 і 206 нафтогазоносні.

У свердловині № 90, що розкрила менілітові відклади складки Гвізд на глибииі 1495 м (каротажем охоплені тільки міоценові відклади до глибини 1450 м), у 1964 році при вибої 1514 м (абс. відмітка-996м) почалося газопроявленя.

У средньоменілітовому покладу могли існувати умови для незначного виділення газу у виді газової шапки.

Надалі буріння свердловин не вдалося підтвердити існування газової шапки в середньоменілітових відкладах. У свердловині № 100 середньоменілітові відклади за даними БКЗ нафтоносні (на приплив не випробувалися). Висота газової шапки менше 33 м. У зв’язку з незначними розмірами газової шапки практично нею можна знехтувати.

Міжіншім і менілітові відклади Старунського блоку Гвіздецької складки випробувалися в свердловинах №№ 40-Ст, 50-Ст, 70,80,105, 200, 202, 203, 205,206 і 218.

У нижньоменілітових відкладах нафтогазоносними є клівскі горизонти, нижньороговиковий і шешорский, що обєднюються в один продуктивний горизонт.

Припливи нафти отримані в свердловинах №№ 80,202 і 218 з дебітами відповідно 3,9 і 6 т/добу. Приплив нафти і води получені в свердловині № 206.

У сверлловині № 40-Ст при випробуванні інтервалу 2535−2555м клівського горизонту отриманий приплив газу і конденсату. Дебіт газу на 5

мм штуцері d=6,33 мм шайби складав 660 — 1136 м / добу. Свердловина

викидала конденсат, питома вага якого складала 0,7742 г/см.

Дебіт газу складав 14 тисяч м /добу, конденсату з нафтою 6,7 м/добу, води пластової 6 м3/добу на 8 мм штуцера, а потім у процесі подальшого дослідження на тім же 8 мм штуцера дебіт газу складав 28 тисяч м/добу, конденсату з нафтою 15 м/добу і води 15 м/добу. Питома вага суміші конденсату і нафти складав 0,8099−7см. За даними промислово-геофізичних досліджень нижньоменілітові відклади з глибини 2594 м, обводнені,

У свердловинах №№ 55, 100, 201 і 220 нижньоменілітові відклади не випробувалися. За даними промислово-геофізичних досліджень верхня частина розрізу нижньоменілітових відкладів у свердловинах №№ 55 і 201 нафтогазоносна, а нижня обводнена (по свердловині № 220 характер флюїдоутримання визначити неможливо). У свердловині № 100 весь розріз нижньоменілпових відкладів нафтогазоносний.

Еоценові відклади Старунського блоку Гвіздецької складки випробувати ся в свердловинах №№ 40-Ст, 80, 100,105, 201, 202, 206, 218

У еоценових відкладах продуктивними є вигодська і манявська світа, що поєднуються в один продуктивний горизонт.

Припливи нафти з еоценових відкладів отримані в свердловинах №№ ]00, 201 і 202 з дебітами відповідно 75,7 і 18т/добу. Приплив нафти і води Отриманий у свердловині № 218 при випробуванні інтервалу 1962−2028м відкладів вигодської світи. За даними промислово-геофізичних досліджень розріз еоцена в згаданій свердловині до глибини 2025 м нафтогазоносний (інтервал 2025−204 Ом закаротирований). Вода є пластова, підошвена. З огляду на викладене, приплив води може бути отриманий нижче глибини 2025м/абс. відмітка 1572м).

За даними промислово-геофізичних досліджень весь розріз еоценових відкладів обводнений у свердловинах №№ 40-Ст, 80 і 105. При випробуванні їх у згаданих свердловинах отримані припливи підошвених вод.

За даними промислово-геофізичних досліджень весь розріз еоценових відкладів у свердловині № 100 нафтогазоносний. Нафтогазоносна є також розкрита частина розрізу еоценових відкладів у свердловинах №№ 201 і 202, а в свердловинах № 206 у розкритій частині еоценових відкладів колектори відсутні.

Палеоценові і верхньокрейдові відклади Гвіздецької складки розкриті тільки свердловиною № 100, однак через те, що вони не закориктовані, судити про наявність у них колекторів і їх флюїдоутримання не представляється можливим.

Флішеві відклади Гвіздецької складки в межах Солотвинського блоку розкриті тільки свердловиною № 130. У процесі її буріння при проходці серодньоменілітових відкладів спостерігалися нафтогазопрояви у виді розгазувания глинистого розчину і плівки нафти на останньому. Нижче глибини 2180 м спостерігалося також водопроявяення. Менілітові відклади розкривалися на глинистому розчині питомої ваги 1,30−1,83г/см.

За даними промислово-геофізичних досліджень середньоменілітові відклади в свердловині № 130 нафтогазоносні до глибини 2179 м, а з глибини 2180 м обводнені. Обводнені також усі нижньо менілітові і еоценові відклади.

При випробовуваннні еоценових і нижньоменілітозих відкладів з інтервалів відповідно 2696−2770 і 2413−2427 м припливу не отримано Обидва об'єкти розкривалися куммулятивною перфорацією. Виклик припливу вироблявся заміною глинистого розчину на воду і шляхом зниження рівня останньої компресором.

При випробуванні средньоменілітових відкладів з інтервалом 2124−2166м, також розкривався куммулятивною перфорацією, після заміни глинистого розчину на воду і зниження її рівня за допомогою компресора на устя свердловини спостерігалося виділення горючого газу. Зметою збільшення припливу була зроблена соляно-кислотна обробка інтервалу перфорації, після якої про інтервал випробування отриманий приплив високомінералізованої води з дебітом 1,5 м3/добу при періодичному фонтануванні і приплив газу з дебітом 500м~/добу хоча за даними промислово- геофізичних досліджень інтервал перфорації нафтогазоносний. Після проведення ізоляційних робіт з інтервалу 2124−2166м отриманий приплив газу з дебітом 142 м /добу.

На підставі вищевикладеного можна зробити висновок, що менілітові і еоценові відклади сильно заглинизовані в процесі буріння і тому з еоценових і нижньоменілітових відкладів припливу не отримано, а з інтервалу 2124−2166 м середньоменілітових відкладів отриманий слабкий приплив газу. Однак, середньоменілітові відклади в межах інтервалу перфорації слід вважати нафтогазоносними, а одержання при випробуванні їх слабого припливу газу при великій депресії на пласт пов’язана низькою в’язкістю газу в порівнянні з нафтою.

1. 6 Гідрогеологічна характеристика розрізу

В гідрогеологічному відношенні родовище Гвізд вивчене недостатньо.

Усі свідчення по гідрогеології отримані в результаті буріння і випробування свердловин, а також у процесі експлуатації родовища.

У результаті досліджень установлено, що:

1) сучасний вигляд підземних вод Внутрішньої зони Передкарпатського прогину сформувався в результаті впливу цілого комплексу факторів, серед яких одні мали більше значення, наприклад, фаціальний характер порід, інші - менше, але вирішальну роль у формуванні гідрогеологічних особливостей тієї зони варто визнати за тектонічними факторами;

2) контурні води нафтогазових родовищ знаходяться в зоні значно уповільненого водообміну, де існують сприятливі гідрохімічні умови для

нагромадження і збереження покладів вуглеводнів;

3) нафтогазові поклади являють собою замкнуті гідродинамічні

системи.

Гідрохімічна характеристика родовища

На родовищі Гвізд при випробуванні свердловин, припливи пластових вод отримані із середньо-нижньоменілітових і еоценових відкладі Гвіздецької складки, а також з менілітових відкладів Сенвинського блоку згаданої складки. Крім цього припливи вод одержані із середньоменілітових відкладів Старунського блоку Гвіздецької складки при експлуатації середньоменілітового покладу, а також в процесі буріння із воротищенських відкладів.

Найякісніші проби води одержані із свердловин №№ 75 і 220, в інших пластова вода в деякій мірі розбавлена технічною. По даних цих свердловин в середньоменілітових відкладах Старунського блоку Гвіздецької складки поширені води хлоркальцієвого типу з мінералізацією 331−332 г/л і коефіцієнтом метаморфізації - відО, 79 до0,82. У водах міститься незначна кількість сульфатів І гідрокарбонатів, вміст яких складає 0,02−0,03% екв. Вміст кальцію в них складає 7,22−9,05% екв.

Припливи вод із еоценових відкладів Старунського блоку Гвіздецької складки одержані в свердловинах №№ 40-Ст і 218. Поширені води хлоркальцієвого типу з мінералізацією 271−320г/л ікоефіцієнтом метаморфізац 0,71−0,78. У водах міститься 0,1−0,03% екв сульфатів; 0,01−0,03% екв гідрокарбонатів і 9,8−11,53% екв кальцію.

Води являються підошвенними і залягають нище ВНК еоценового покладу. Мінералізація води у ВНК складає 271 г/л.

В пластових водах мініліових і еоценових покладів Гвіздецької складки розчинені гази складені із вуглеводнів, вуглекислоти і азоту. В складі газів переважає метан, вміст якого коливається від 81,2 до 96,19%. На долю важких вуглеводнів, вуглекислоти і азоту припадає відповідно 2,85−15,85%, 0−0,45% і 0,76%. газонасиченість пластових вод порівняно висока.

Із мікрокомпонснтів у водах родовища Гвізд присутні йод і бром, вміст яких коливається в широких межах. У відношенні розприділення йоду по рорізу і по площі ніякої закономірності неспостерігається, що і характерно для флішевих відкладів внутрішньої зони Передкарпатського прогину.

Склад йоду у водах середньоменілітових відкладів коливається в межах від 13 до 25 мг/л, в нижньоменілітових — від 11 до 21 мг/л, а в еоценових — від 6 до 15 мг/л.

Вміст брому у водах середньоменілітових відкладів коливається в межах від 511 до 533 мг/л, в нижньоменілітових — від 252 до 384 мг/л, а в

еоценових - від 261 до 405 мг/л.

Води менілітових відкладів являються конденційними, йодобромними, а еоценових покладів — бромними водами. Однаково, враховуючи невеликі припливи води в свердловинах, вони не представляють промислової цінності.

Загальний дебіт води менілітових відкладів перевищує 100 м /добу. Еоценові відклади являються менш водонадлишковими. Дебіти свердловин, які відкрили еоценові відклади складають декілька одиниць.

2. Детальна характеристика продуктивного горизонту.

2. 1 Фізико-літологічма характеристика колектора

На основі кернового матеріалу, промислово-геофізичних досліджень І даних випробування свердловин встановлено, що в межах Гвіздецького родовища поклади нафти приурочені до піщано-алевролітових пропластків і пластів нерівномірно розпреділених в товщі бистрицької, вигодської і манявської світ еоцену. Нище наводиться детальний літолого-петрографічний опис колекторів по кожній світі еоцену окремо.

Бистрицька світа. Верхня частина розрізу представлена переважно аргілітами, нижня частина — високоомними аргілітам з прошарками пісковиків і алевролітів. Рідко зустрічаються прошарки вапняків, мергегів і гравелітів.

піскорики — світло-сірі, зеленувато-сірі, кварцеві, дрібнозернисті, щільні, невапняковисті, слюдисті. Вміст уламкового матеріалу коливається від 72% до 96%. За гранулометричним складом переважають дрібнозернисті алевритисті пісковики, рідше зустрічаються середньозернисті. Цемент пісковиків глинистий, глинисто-карбонатний. В цементі, як правило, присутні зерна глауконіту і піриту. Рідко зустрічаються карбонатні раковини форамініфер.

Алевроліти, як і пісковики, розповсюджені у піщано-аргілітовому горизонті бистрицької світи. Це світло-сірі, сірі і темно-сірі щільні породи, які характеризуються алевритовою і псамоалевритовою структурою. За гранулометричним складом переважають крупні і різнозернисті, рідше піщані алевроліти. Цемент алевролітів переважно карбонатно-глинистий, рідше глинистий. Тип цементації базальний, рідше поровий і порово- плівковий. В цементному матеріалі містяться зерна глауконіту, одиночні зерна піриту, а також раковини форамініфер. Текстура алевролітів мікрошарувата.

Аргіліти бистрицької світи характеризуються темно-сірим і зеленуватим відтінком. В глинистому матеріалі присутні зерна доломіту, піриту і глауконіту. Уламковий матеріал представлений в основному зернами кварцу і одиночними зернами польових шпатів, уламками кварцевидних і кремнистих порід, пластинками слюди.

Вигодська світа. Відклади вигодської світи представлені пісковиками, алевролітами і аргілітами, серед яких зустрічаються малопотужні пропластки вапняків і мергелів.

Пісковики — щільні породи світло-сірого і сірого кольору, які характеризуються алевропсамітовою структурою. За гранулометричним складом пісковики світи переважно дрібнозернисті, зрідка середньозернисті, алевритисті і алевритові. Цемент кальцитовий іноді з домішками глинистої речовини. В цементному матеріалі зустрічаються одиночні дрібні зерна глауконіту і піриту.

Алевроліти — сірі і темно-сірі, іноді характеризуються алевролітовою і псамоалевролітовою структурою. За гранулометричним складом серед алевролітів виділяються крупнозернисіі і різнозернисті піщанисті. Цемент алевролітів переважно глинистий. Поряд з глинистим матеріалом в цементі присутні в незначній кількості глауконіт, кальцит і пірит.

Аргіліти сірі, зеленувато-сірі і темно-сірі, іноді з зеленуватим або з буруватим відтінком, вапняковисті і невапняковисті. Складені тонкошаруватою глинистою пачкою, представленою гідрослюдистою з домішками монтморилоніту речовиною. Домішки уламкового матеріалу представлені кутуватими і напівокатаними зернами кварцу.

Манявська світа. Представлена аргілітами з прошарками алевролітів і пісковиків. Рідко зустрічаються прошарки вапняків і гравелітів.

Пісковики зеленувато-сірі, міцні, щільні. В незначній кількості присутні уламки філітів, кварцитів, кремнистих порід і зерна польових шпатів. Цемент кальцитовий, контактово-пористий базального типу. В цементному матеріалі також присутній глауконіт і дрібні зерна піриту. Структура — дрібнозерниста, псамітова.

Алевроліти темно-сірі і сірі, іноді з зеленуватим відтінком, щільні і міцні. Структура — алевролітова і псамоалевритова. За складом практично мономінеральні кварцеві породи, містять польові шпати, уламки кварцоподібних порід, в окремих зернах пластинки мусковіту. Цеменг алевролітів в основному глинистий, кгрбонатно-глинистий і кремнисто-глйнистий. Рідко зустрічаються алевроліти з кремнисто-карбопатиим цементом. В цементі алевролітів присутні зерна глауконіту і піриту. Тип цементації пористий і базальний.

Аргіліти сірі і чорно-сірі, часто з зеленуватим відтінком, щільні, вапняковисті і невапняковисті. Складені вони тонколускуватою глинистою речовиною, представленою гідрослюдою з тими чи іншими домішками монтморилоніту.

Пісковики і алевроліти еоценових відкладів охарактеризовані керновим матеріалом недостатньо, так як з 44 анаїізів, проведених в цих відкладах тільки 8 належить промислове продуктивним різновидностям порід.

Загальна пористість колекторів за лабораторними даними коливається в широких межах — від 1,5 до 22,4%. Середнє значення визначене з усіх аналізів рівне 8,15%. Відкрита пористість у відкладах еоцену коливається від 0,2 до 21,7%, складаючи в середньому 5%. Середньоарифметичне значення відкритої пористості промислово-продуктивних колекторів за даними 6 аналізів складає 17,6%, а з врахуванням двох аналізів, які належать водонасиченій частині розрізу 16%.

Проникність піщано-алевролітових різновидностей порід змінюється від значень менше 9,1 до 26 м2. Нафтонасиченість за даними 12 аналізів змінюється від 2,4 до 60,5 %. Водонасиченість за даними 12 аналізів змінюється від 19 до 46,2%, складаючи в середньому 31,33%. Середньоарифметичне значення водонасиченості промислово-продуктивних колекторів за даними 4 аналізів із свердловини № 100 складає 29,7%. Карбонатнїсть колекторів еоцену дещо вища, ніж відклади менімітової світи і змінюється від 0,41 до 64%.

Тріщини, а пористість підрахована по відкритих тріщинах для пісковиків і алевролітів еоцену не перевищує 0,5−0,6%, при чому основна маса має тріщинну пористість 0,1−0,2%. Проникність тріщин з концентрована в межах від 10 до 100 мд для порід мелінітової і до 50 мд. Частково відкриті тріщини є найбільш розповсюдженою групою по всіх світах продуктивної товщі і для них, як і для відкритих тріщин характерне невелике розкриття 0,02−0,1 мм. Тріщини першої генерації - найбільш древні, заповнені мінеральною речовиною (кальцит, гіпс), зустрічаються переважно в піщано-алевролітових породах. А тріщини другої генерації, виповнені кальцитом, пересікають частково відкриті тріщини і товщини заповнені мінеральною речовиною. Тріщини третьої генерації, виповнені бітумними речовинами, пересікають тріщини першої і другої генерації. Тріщини четвертої генерації - це відкриті тріщини, які пересікають тріщини з розкриттям до 0,06 мм.

2. 2 Фізико-хімічні властивості пластових флюїдів

Вивчення властивостей пластової нафти на Гвіздецькій площі проводилося з 1963 року. Проби відбиралися лабораторією нафтохімії НГВУ, як поверхневими, так і глибинними пробовідбірниками, з метою виключення впливу умов відбору на властивості нафт. Всього оброблено 116 аналізів, з яких 26 по еоценовому покладу.

При переході від середньоменілітових відкладів до еоценових спостерігаються наступні зміни в складі нафт: йде обважнення нафт, зменшення виходу легких фракцій, збільшення в’язкості, смолистості вмісту парафіну. Вказані зміни в складі нафт говорять про те, що нафти родовища Гвізд відносяться до II класу родовищ з додатнім вертикальним градієнтом.

Фактичний матеріал по кожній свердловині показує, що різке збільшення газових факторів привело до моменту заводнення привело до облегшення нафт. Заводненя, почате у 67−68 роках, веде до часткового обважнення нафт, але вже до 1970 року нафти знову облешгують (по еоценовому покладу за початковими даними густина нафти — 0,87: 0г/см3, у Ї970році - 0,8651 г/см3).

Дослідження показали, що із збільшенням глибини залягання спостерігається значне збільшення молекулярної маси, коефіцієнта світлопоглинання і незначне збільшення вмісту сірки у нафтах.

Нафти еоценових відкладів відносяться до важких за густиною і молекулярною масою нафт, високов’язких, малосірчистих, високосмолистих і високопарафінистих.

Спостерігаються наступні зміни у груповому вуглеводневому складі нафт зверху вниз за стратиграфічним комплексом. В бензинових різко знижується вміст легких вуглеводнів, росте кількість метанових і падає вміст нафтенових вуглеводнів, вміст ароматичних вуглеводнів залишується без змін. В залишку вище 200° вміст метано-нафтенових вуглеводнів зменшується, росте кількість моно- і поліциклічної ароматики, а також вихід спирто-бензольних смол і асфальтенів. Нафта родовища Гвізд відноситься до групи метано-нафтенових нафт.

Аналізи газу проводилися у газовій лабораторії НГВУ об'єднання «Укрнафта». Проби газу відбиралися як в поверхневих умовах, так і при відборі поверхневих проб нафти. Крім цього у свердловинах № 40 і № 90 відібрані проби чистого газу.

Складається в основному із вуглеводнів, які складають 97−99% від усього об’гаду проби. Вміст СО2 не перевищує 0,5−1%, азоту — 0−3,7%. Вуглеводнева частина газу складається із метану (77−96%) і його гомологів: етану від 2 до 12%; пропан пентанова фракція складає від 1 до 20%. Вміст інертних газів незначний і рідко перевищує 0,4%. Отже, гази родовища Гвізд відносяться до нафтових жирних газів.

Конденсати вивчені у двох свердловинах — № 40 і № 90. Так, у свердловині № 40 при випробуванні нижньоменілітових відкладів було отримано приплив газу з конденсатом. Густина чистого конденсату складає 0,7742 г/см, кінематична в’язкість при 20 °C — 1,45, початок кипіння конденсату — 68°, кінець кипіння — 365°. Конденсат із свердловини № 90-Старуня википає при температурі 298 °C, в’язкість при 20 °C — 1,03.

За даними перегонки конденсат легкий, що характерне для газоконденсатних покладів, які контактують з нафтою. За складом гази і конденсати близькі до газів і конденсатів Північнодолинського родовища.

2. 5 Термо-баричні умови покладу

Величини пластових тисків визначається в продуктивних об'єкта прямими замірами в свердловині або по кривій встановлення вибійного тиску. На їх основі побудовані графіки вимірювання початкового тиску з глибиною (в абсолютних відмітках) для середньо-, нижньоменілітових і еоценових відкладів Старунського блоку Гвіздецького родовища.

В продуктивній частині середньоменілітового покладу тиск змінюється по гідростатичному закону при питомій вазі пластової нафти 0. 681 л/см3.

В продуктивній частині нижньоменілітового покладу тиск змінюється по гідростатичному закону при питомій вазі пластової нафти 0,712бг/см3.

В продуктивній частині середньоменілітового покладу тиск змінюється по гідростатичному законі припитомій вазі пластової нафти 0,6815г/см3.

Початковий пластовий тиск в нафтовій частині еоценового покладу змінюється по гідростатичному законі при питомій вазі пластової нафти

0,7415г/см3, а у водяній — при питомій вазі води 1,183г/см3.

Пластовий тиск в усіх покладах родовища Гвід перевищує умовно гідростатичіний тиск більш, ніж на 100 атм, але нижчий геостатичного. Недивлячись на великі напори пластових вод (контурних і підошвенних) усіх покладів Гвіздецького родовища, вони не являються активними напірними ходами. Це обумовлене геологічною будовою родовища і відсутністю областей живлення водоносних горизонтів.

Заміри пластових температур проводилися електротермометром, глибигним термографом і максимальним ртутним термометром.

По родовищі Гвізд геотермічний градієнт заміряний у свердловинах №№ 45-Ст, 50-Ст і 75. На основі вище згаданих замірів побудована геотерма для родовища. Вона приблизно співпадає із замірами, які проводилися у свердловинах №№ 45-Ст і 50-Ст, тобто у свердловинах, які довгий час простоювали (від 6 до 8 місяців). Заміри температури, які проводилися при введені свердловин в експлуатацію (зупинка свердловин від 2 до 8 діб), як правило завищені.

Середній геотермічний градієнт для Гвіздецького родовиша складає 2° на 100 м глибини, геотермічна ступінь — 50 м на 1 °C.

Початкові пластові тиски родовища Гвізд

Поклад

Блок

Абсолютна відмітка,

м

Пластова температура,

°С

Склепіння

поклад>

ВНК

По склепінні покладу покладу

По ВНК

1

2

3

4

5

6

Середньо-менілітовий

Старунський

-996

-1519

27,9

31,3

Нижньо-менілітовий

Старунський

-1223

-1415

30,4

31,7

Еоценовий

Старунський

-1432

-1720

32,2

34,4

Середньо-менілітовий

Солотвин-ський

1400

-1766

30,5

33,0

Пластова температура по покладах родовища Гвізд

Поклад

Блок

Абсолютна відмітка,

м

Пластова температура,

°С

Склепіння

поклад>

ВНК

По склепінні покладу

По ВНК

1

2

3

4

5

6

Середньо-менілітовий

Старунський

-996

-1519

39

50

Нижньо-менілітовий

Старунський

-1224

-1415

44

47

Еоценовий

Старунський

-1432

-1720

40

54

Середньо-менілітовий

Солотвин-ський

1400

-1766

47

55

2. 4 Геолого-технічні умови експлуатації свердловин

Середньоменілітовий поклад родовища Гвізд станом на 1. 01. 1978р. експлуатувався 7 глибинно-насосними свердловинами з середнім дебітом

по рідині 11.2 т/добу і газовим фактором 131 м3/т. Середня глибина свердловин складає 1800 м. Поклад розробляється з підтримкою пластового тиску. Середня величина пластового тиску рівна 192 ат.

Нижньоменіліговий поклад родовища Гвізд станом 1. 01. 78р. експлуатувався одною фонтанною і 3 глибиннонасосними свердловинами з середніми дебітами по рідині 36. 4т/добу і газовим фактором 116 м3/т. Середня глибина свердловин складає 1950 м. Поклад розробляється на водонапірному режимі Середній пластовий тиск по покладу складає 217 ат.

Еоценовий поклад родовища Гвізд станом на 1. 01. 78р. експлуатувався 2-ма фонтанними і 1-ю глибиннонасосною свердловинами з середніми дебітами рідин 30.9 т/добу і газовим фактором 11бм3/т. Середня глибина свердловин складає 2350 м. Поклад розробляється на водонапірному режимі. Середній Рпл рівний ЗО1 ат.

Найбільш сприятливим для умов родовища Гвізд є глибиннонасосний спосіб експлуатації, який забезпечує можливі відбори із свердловин (12/Збт/добу) і не вимагає при цьому великих капіталовкладень і створення цехів для обслуговування нової техніки.

3. Охорона надр і навколишнього середовища

Рекомендації організацій

1979−1981

В процесі буріння родовищ прийняти міри до

припинення відкритого фонтанування і провести обвал бурової площі.

1974

З метою збереження властивості пласта відкриття продуктивної товщини проводити розчинами на вуглеводневій основі.

1979 -1981

Проводити надійну ізоляцію в свердловинах нафтоносних горизонтів від водоносних пластів

1979−198

Забезпечити герметичність колони і не допустити здачі в експлуатацію дефектних свердловин

1978 2000

Вести контроль за пересуванням ВНК з допомогою геофізичних досліджень і промислових спостережень, і не допускати передчасного локального проникнення вод в поклади. В процесі проведення ліквідаційних робіт забезпечити ізоляцію нафтових покладів від других проникаючих пластів.

1980−1997

Ввести закриту систему збору нафти і газу.

Вверти безамбарну систему при капіталших і підземних

роботах свердловин Провести роботи по рекультивації земель, зайнятих при свердловинними площадками і під'їзними дорогами, після ліквідації свердловин ремонтах свердловин

1980-І997

Для підтримки пластового тиску закачувати промислові стічні води.

1980−1997

Дотримуватись вимог, представленими до закачки в пласт водами в системі підтримки пластового тиску (згідно проекту ОСТа)

Висновок

Не дивлячись на великий об'єм пошуково-розвідувального і експлуатаційного буріння, ступінь вивченості родовища залишається все ще недостатнім. В першу чергу це відноситься до вивчення літолого-фізичної характеристики продуктивних горизонтів. При різкій літолого-фізичній зміні колекторів по площі, керновим матеріалом вони охарактеризовані лише в 1 та в 2 свердловинах.

Не вияснені кінцеві розміри середньоменілітового покладу. Як показує практика, розвідки нафтових покладів у Внутрішній зоні Передкарпатського прогину, явище нахиленого контакту може бути використане як пошукова ознака, яка вказує, в якому напрямку продовжується або можуть розміщуватися нові поклади нафти. Виходячи з даного положення можна розраховувати на збільшення розміру середьоменілітового покладу в південному напрямку, враховуючи те, що з цієї сторони поклад до кінця неоконтурений.

Що стосується комплексу промислово-геофізичнях досліджень, то він забезпечує отримання вихідних даних, які необхідні для більш обгрунтованого в порівнянні з попередніми підрахунками запасів нафти і розчиненого газу, а також подальшого вдосконалення технології видобутку нафти. Але через недоліки цих робіт слід відмітити: в обмеженій кількості проведений боковий каротаж на якому добре виділяються щільні непроникні прошарки, а також індукційний каротаж, який дозволяє визначити ВНК в пластах з низьким опором. Вряд чи свердловин електрометричні роботи проводили при неякісному глинистому рзчині.

Не дивлячись на велику розвіданість Гвіздецького родовища, потенційні можливості приросту запасів повністю не вичерпані. Нарощування запасів необхідно зв’язувати з дорозвідкою кожої переклінальної частини складки, де можуть бути виявлені літологічні поклади, про що свідчать дані дослідження свердловини № 40, а також південне продовження середньоменілітового покладу. Дорозвідку останньої слід почати експлуатаційним бурінням, для чого слід пробурити 1 свердловину в 300 м південніше від свердловини № 204. В залежності від результатів її дослідження і експлуатації, закласти на більш низькі відмітки наступну свердловину, таким чином нарощуючи площі нафтоносності середньоменілітового покладу.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой