1. Геолого-фізичний огляд родовища

1.1 загальні відомості про родовище

Вигода-Витвицьке нафтове родовище розташоване в Долинському районі Івано-Франківської області, та межує з Долинським, Спаським та Північно-Долинським нафтовими родовищами.

Найближчі населені пункти - це районний центр міста Долина і селище міського типу Вигода. Найближчі села Мала Тур'я, Мізунь Старий, Новоселиця, Кальна, Розточки, Витвиця та інші села, які розташовані в Долинах рік Мізуньки, Свічі і Лужанки.

У районі родовища добре розташована система засобів комунікацій. Райцентр зв'язаний з навколишніми селами асфальтованими та поліпшеними грунтовими дорогами з гравійним покриттям.

Найближча залізнична станція знаходиться в м. Долина, через котру проходить вітка залізниці Стрий - Івано-Франківськ -Чернівці. В південно-східній частині площі проходить вузькоколійна залізниця, яка з'єднує Вигодський лісокомбінат з ділянками лісорозробок.

У м. Долина знаходиться управління бурових робіт, нафтогазовидобувне управління, газобензиновий завод, який забезпечує переробку нафтового газу Долинського нафтопромислового району.

Із інших галузей промисловості чільне місце займає деревообробна і лісова промисловості.

Сільське господарство в межах даного району, в зв'язку з несприятливими грунтовими і рельєфними умовами, не отримало широкого розвитку.

Населення переважно зайняте в нафтовій і лісовій промисловостях.

Клімат району - помірно-континентальний з підвищеною вологістю. Середньо - річна кількість опадів складає 620-720 мм. Середньо-річна температура коливається від плюс 5С° до плюс 7С°.

Дана площа охоплює Вигодський район Зовнішньої області Карпат і Прикарпатську горбисту рівнину. Вигодський район охоплює більшу частину Орівської скиби.

Рельєф району горбисто-рівнинний. Хребти - водорозділи широкі з невеликими абсолютними відмітками (600-700м). Долини рік широкі іноді з заболоченими нижніми терасами. Гіпсометрична відмітка рельєфу коливається в межах 350 - 500м над рівнем моря.

Гідрографічна сітка району представлена річками Свіча, Сукель з їхніми притоками. Ріка Свіча є правою притокою ріки Дністер.

Вказані ріки беруть початоку Карпатах, протікають в поперек простягання порід і створюють широкі ерозійні , сильно заболочені долини з пологими північно-східними схилами і крутими південно-західними.

1.2 Стратиграфія

В геологічній будові площі, в межах якої розташоване Виго-Витвицьке родовище, беруть ущасть відклади верхньої крейди, палеогену, неогену та четвертинного віку.

Породи інтенсивно дислоковані, мають відносно однорідний склад і являють собою флішеві та моласові утворення.

Крейдова система. (К)

Представлена відкладами стрийської світи (К_st), яка складена чергуванням пісковиків, аргілітів і алевролітів. Максимальна їх товщина розкрита в Орівській скибі , де вона змінюється від 757 до 1969м.

Палеогенова система.(Р)

Представлена трьома відділами: палеоценом(ямненська світа), еоценом (манявська,вигодська, бистрицька світи), та олігоценовим (менілітова світа). Ямненська і манявська світи розкриті у Береговій і Орівській скибах, у Витвицькій глибинній складці названі світи не розкриті.

Ямненська світа (Р1jm)

Ямненська світа представлена аргілітами (зчастими прошарками алевролітів) і строкатоколірним горизонтом, який залягає в підошві світи і складений глинами і аргілітами. Аргіліти заленувато-сірі, темно-зелені, слабослюдисті. Товщина ямненської світи коливається в межах 50 - 225м.

Манявська світа(P_2mn)

Манявська світа представлена аргілітами з частими прошарками алевролітів і пісковиків. Аргіліти зелені, темно-зелені, інколи темно-сірі, невапнисті, дужеміцні, часто перебиті тріщинами які заповнені кальцитом. Пісковик зеленувато-сірий, сірий, дрібно і середньозернистий з тонкими прожилками кальциту. Алевроліти зеленувато-сірі, інколи сірі, міцні, окварцовані.Товщина світи змінюється від 140 до 290м.

Вигодська світа (P_2vg)

Вигодська світа представлена товщею масивних товстошарових пісковиків з прошарками алевролітів і аргілітів. Пісковики сірі, темно-сірі і зеленувато-сірі, дрібнозернисті, слюдисті, глауконітові. Алевроліти зеленувато-сірі, вапнисті,міцні. Аргіліти темно-зелені, темносірі, окремнілі, дуже міцні. Розкрита товща світи у Вітвицькій складці складає 120м, а в Скибовій зоні 70 - 225м.

Бистрицька світа (P_2bs)

Бистрицька світа представлена аргілітами з прошарками пісковиків і алевролітів. Аргіліти зеленувато-сірі, міцні, мікрошаруваті. В нижній частині зустрічаються пісковики і алевроліти. Алевроліт темно-сірого кольору.Товщина відкладів коливається від 60 до 200м.

Менілітова світа (P_3ml)

Менілітова світа олігоцену представлена нижньою, середньою та верхньо-менілітовими підсвітами.

Нижньоменілітова підсвіта (P_3ml¹)

У розрізі нижньоменілітової підсвіти виділяються горизонти (знизу до верху): роговиків, клівських пісковиків, горизонт других зеленувато-сірих аргілітів і піщано-аргілітовий. Товщина нижньоменілітової підсвіти в межах Північно-Долинської складки змінюється від 215 до 248м.

Середньоменілітова підсвіта (P3ml2)

1.3 Тектоніка

У тектонічному відношенні родовище пов'язане з Витвицькою глибинною складкою Майданського підняття і розташоване у Внутрішній зоні Передкарпатського прогину, яка перекрита дислокованими відкладами Скибових Карпат - Орівською і Береговою скибами. Всі зони перекинуті в північно - східному напрямку на великі відстані і насунені одна на одну.

Самою північно-східною є Зовнішня зона, яка по мезо - палеозойському структурному поверсі має, в основному, блокову будову. Більш молоді неогенові відклади в тектонічному відношенні представлені синклінально - антиклінальними структурами обтікання.

Як до мезо - палеозойських, так і до неогенових відкладів Зовнішньої зони приурочені газові родовища, а до Внутрішньої зони переважно кайнозою приурочені нафтові родовища.

Окремі яруси антиклінальних структур складаються із лінійно витягнутих складок, частково перекинутих в прифронтовій зоні кожного із них, зрізаних і насунутих одна на одну також в північно - східному напрямку. Південно - західні крила цих складок пологіші північно - східних і в більшості випадків зрізані. В цілому Бориславсько - Покутська зона, а деколи один із ярусів, або одна складка, перетинаються поперечними порушеннями скидо - насувного характеру, які утворюють окремі блоки, шириною 1 - 7 і більше км. Амплітуди порушень різні, від декількох метрів до декілько кілометрів. Блокова будова зони привела до утворення окремих поперечних піднять і занурень.

З південного - заходу на Бориславсько - Покутську зону насунені відклади Скибової зони Карпат, які складаються із окремих скиб: Берегової, Орівської, Сколівської, Параски, Зелемянки, Ружанки. Деколи в Береговій скибі невеликої товщини зустрічаються поляницькі відклади. Але, в основному, вона складена крейдово - палеогеновим флішем, решту скиби в більшості тільки відкладами крейди і частково - відкладами палеогену. Скибова зона це складна, дислокована споруда, витягнута в зонально - карпатському напрямку, деколи розбита поперечними розривними порушеннями.

В зв'язку з тим, що основні запаси нафти в районі досліджень зосереджені в відкладах Бориславсько - Покутської зони, більш детально зупинимося на описі тектоніки цієї зони.

Вигода-Витвицька глибинна складка відноситься до першого ярусу структур, в північно-східному напрямку насунена на Долинську антикліналь.

За даними сейсморозвідки і глибокого буріння Витвицька складка являє собою асиметричну антикліналь північно-західного простягання з відносно пологим південно-західним крилом, з кутами падіння порід 10 -12 і крутим зрізаним північно-східним.

В межах Витвицької глибинної складки згідно з даними сейсморозвідки виділяється чотири блоки (з північного-заходу на південний-схід) Болехівський, Гошівський, Кропивницький і Південно-Долинський. Із двома останніми блоками пов'язана промислова нафтоносність родовища.

Кропивницький блок відділяється у північно-західній частині від Гошівського блоку Княжолуцьким порушенням, а в південно-східному напрямку Турянським порушенням відділяється від Південно-Долинського блоку. Розміри Кропивницького блоку по покрівлі менілітових відкладів 3*2,5км.

Південно-Долинський блок обмежений на північному-заході Турянським порушенням, а на південному сході - Оболонським. Розміри блоку по покрівлі верхньоменілітових відкладів 2,5х2км.

1.4 Нафтогазоносність

Процес нафтонагромадження в надрах зумовлюється сукупністю сприятливих геологічних факторів і перш за все особливостями тектоніки місцевості, літолого фаціальним складом відкладів та гідрогеологічними умовами району. При генетичному районуванні нафтогазоносних територій перевагу слід віддавати структурно-тектонічному фактору.

Нафтоносна територія Бориславсько-Покутської зони дає підставу розглядати цю геотектонічну одиницю, як окрему нафтогазоносну область, яка характерезується єдністю геологічної будови та геологічної історії розвитку, схожістю регіональних умов літогенезу включаючи умови нафтогазоутворення і умови нафтогазонагромадження.

В безпосередній близькості біля району проектних робіт розташовані такі родовища як: Струтинське, Вигода-Витвицьке, Північно-Долинське, Ріпнянське і інші. Даний район вивчений структурним бурінням, та глибоким бурінням на сусідніх структурах, дає нам можливість виконати локальний прогноз нафтоносності досить обгрунтовано.

На основі сейсмічних побудов, а також буріння на сусідніх та подібних площах прогнозуються, прогнозуються основні літолого-стратиграфічні комплекси з якими пов'язані поклади вуглеводнів.

Промислово-нафтоносними на родовищі є верхньо-середньо-менілітові відклади. Продуктивна частина покладу представлена гранулярними колекторами, складеними пісковиками і алевролітами. Покришкою покладу є потужна товща глинистих порід поляницьких відкладів товщиною від 200 до 600м. Ефективна нафтонасичена товщина менілітових відкладів дорівнює у Кропивницькому блоці 13,9м, у Південно-Долинському блоці 12,5м.

Водонафтовий контакт верхньо-середньоменілітового покладу Вигода-Витвицького родовища у Кропивницькому та Південно - Долинському блоках прийнятий умовно на абсолютній відмітці мінус 3345м, тобто на максимальній відмітці продуктивного інтервалу у свердловині 74-В.В.

Поклад пластовий, склепінний, поверх нафтоносності дорівнює 560м.

1.5 Колекторські властивості продуктивної частини покладу

На Вигода-Витвицькій площі нафтоносними є пористі пісковики і алевроліти верхньо-середньоменілітової підсвіти олігоцену Вигодської глибинної складки.

У літологічному відношенні менілітова світа представлена чергуванням пісковиків, алевролітів і аргілітів, рідко зустрічаються прошарки вапняків і мергелів. У верхах верхньоменілітової підсвіти виділяється туфітовий горизонт, який складається із туфітів і туфових аргілітів.

Продуктивні пласти-колектори залягають малопотужними прошарками пісковиків та алевролітів, дрібно і середньо-зернистих, частіше міцнозцементованих. Погіршення колекторських властивостей прошарків у підошвенній частині покладу пов'язане із карбонатизацією погано відсортованого мінералогічного матеріалу, а в покрівельній частині - із глинізацією добре відсортованого, дрібнозернистого матеріалу. Центральна частина прошарків представлена відносно високопористими відкладами.

Вивчення колекторських властивостей (пористості, проникності) проводилось в лабораторії ЦНДЛ об'єднання «Укрнафта». Фізичні властивості колекторів і покришок вивчені на 61 зразках, із яких менілітові відклади представлені 57 зразками, в тому числі верхньоменілітові - 11 зразків.

Для менілітових відкладів відкрита пористість по керну змінюється в межах 0,1 - 13,9%, проникність вод - від 0,01 до 5,38?10^-3 мкм². Відкрита пористість верхньоменілітових відкладів коливається в межах 0,2 - 9,5% (8-визначень), проникність - <0,01?10^-3 -2,74?10^-3 мкм².

За результатами промислово - геофізичних досліджень розраховані величини пористості для відкладів верхньо-середньоменілітової підсвіт. Змінюються вони в межах 7,6 - 11% при нижній межі 7%.

У зв'язку з недостатньою кількістю кернового матеріалу пористість і нафтонасиченість колекторів для підрахунку запасів нафти і визначенні технологічних показників розробки прийнята за результатами промисло-геофізичних досліджень. Середня величина пористості, визначена як середньоарифметична, для Кропивницького і Південно-Долинського блоків складає 9,0%. Нафтонасиченість змінюється в межах 66 - 83%, а середня величина для Кропивницького блоку дорівнює 78%, для Південно-Долинського 70%.

1.6 Фізико-хімічні властивості і склад пластових флюїдів

Фізико-хімічні властивості нафти в пластових умовах вивчалися тільки по глибинній пробі нафти із свердловини 74-В.В., котра була досліджена методом диференційного розгазування.

Згідно комплексної програми розвідки родовища планувалося відбирати дві глибинні проби нафти у свердловині 4 - Лопянецька для вивчення їх методом багаторазового розгазування. Відібрати по цій свердловині проби не вдалося із-за технічних причин.

Відбір глинистих проб проводився пробовідбірниками типу ПД - 3М. Лабораторна частина досліджень виконувалась на стандартній установці «УІПН - 2» з застосуванням ультразвукового методу визначення тиску насичення.

Пізніше для перевірки зміни параметрів пластової нафти в результаті пробної експлуатації свердловини 74-В.В. провели повторний відбір глинистих проб нафти. Початковий пластовий тиск у свердловині 74-В.В. складав 32,6 МПа, на глибині 3500м. Пізніше для перевірки зміни параметрів пластової тиск насичення нафти складає 26,4 МПа. Ця величина приймається за середній тиск насичення пластової нафти для родовища. Згідно прийнятого тиску насичення прийнято інші параметри: газовміст 180,6 м³/м³, об'ємний коефіцієнт -1,49, перерахунковий коефіцієнт - 0,67, усадка пластової нафти - 33,8%, густина пластової нафти -0,676 г/л, коефіцієнт розчинності - 0,6714 м³/м³. В'язкість пластової нафти при тиску насичення складає 0,9210^-3 Па?с, а при пластовому тиску 0,98?10^-3Пас.

Для підрахунку запасів нафти Вигода-Витвицького родовища приймається густина нафти рівна величині 0,843 г/см³, як середньоарифметична величина густини нафти в стандартних умовах.

За хімічною класифікацією нафта родовища відноситься до середніх за густиною; за вмістом сірки - до малосірчистих (0,34%). Нафта вміщує 50% легких фракцій (при нагріві до 350 С є на високий вміст парафіну. Нафта вміщує незначну кількість води(0,36 - 5,85% мас) вийняток складають аналізи нафти по свердловині 76 -В.В., де в процесі випробовування були отримані припливи нафти з водою.

Згідно з індексацією ДЕСТ 38.0197-80 нафти за вмістом сірки відновсяться до першого класу, за виходом світлих фракцій i парафіну до третього виду.

Бензинова фракція вміщує приблизно рівну кількість метановихі нафтенових вуглеводнів (відповідно 40,8 - 48,1% і 31,5 - 38,2%). Вміст ароматичних вуглеводнів набагато менший(18,6 - 28,1%). Невеликий вміст кислих сполук(2,7 - 7,5%), свідчить про те, що нафта не окислена.

Розчинений у нафті газ вивчався за аналізами глибинних проб із свердловин 74 і 73 -В.В. Поверхневі проби нафтового газу ні в одній свердловині не відбиралися. Розрахований середній компонентний склад нафтового газу за хімічним вмістом він складається головно із вуглеводнів(вміст їх досягає 98%). Вуглеводнева частина газу представлена метаном (86,8%), етаном (4,5%), пропаном(3,7%), бутаном(1,6%), ізобутаном (0,7%). Крім вуглеводнів газ вміщує азот (1,22%), і вуглекислтй газ (0,35%). Сірководню не має, виявлені сліди гелію. Вміст етану (3% і більше) є кондиційним. Вміст гелію є не кондиційним. Вміст мікрокомпонентів аргону, ванадію, титану, нікелю - не визначався.

1.7 Гідрогеологічна характеристика відкладів

При випробуванні відкладів з Витвицької глибинної складки припливи пластових вод одержані із верхньо-середньо-нижньоменілітових відкладів, а також із бистрицької і вигодської світ. Припливи вод із верхньо-середньо-нижньоменілітових відкладів одержані із свердловин 78 і 76 В.В., а в нижньоменілітових відкладах з свердловин 73 і 80 В.В. За даними свердловин 78 і 76 В.В. в менілітових відкладах Витвицької глибинної складки розповсюджені води гідрокарбонатно-натрієвого типу з мінералізацією 138 - 168 г/л і коефіцієнтом метаморфізації 1,01 - 1,03. У водах вміщується 0,04 - 0,11% екв. сульфатів і 0,83 - 1,54% екв. гідрокарбонатів.

Приплив пластових вод із еоценових відкладів Витвицької глибинної складки отриманий у свердловині 73 - В.В. при випробовуванні вигодської світи. В еоценових відкладах Витвицької глибинної складки розповсюджені води хлоркальцієвого типу з мінералізацією 150 г/л і коефіцієнтом метаморфізації 0,81. Вміст сульфітів і гідрокарбонатів складає відповідно 0,12 і 0,24% екв.

Із мікрокомпонентів у водах площі Вигода-Витвицька вивчалися йод, бром, бор, вміст котрих коливається в межах відповідно 0 - 40, 0 - 344, 50 - 100 мг/л.

Дебіти води із свердловин не перевищували одного м³/добу.

1.8 Запаси нафти і газу

В 1989 р. інститутом „УкрДІПРОНДІнафта” виконано підрахунок запасів нафти і нафтового газу родовища по категорії С₁ в кількості 5356/857 тис. т.

На основі цих запасів в 1992 р. ЦНДЛ складені технологічна схема розробки Вигода-Витвицького родовища і в 1998 р. доповнення до неї.

Рекомендований на основі техніко-економічного аналізу варіант з додатковим бурінням восьми видобувних і чотирьох нагнітальних свердловин не був впроваджений. Затримка із бурінням свердловин пов'язана з великою глибиною залягання покладів, великими витратами на буріння та відсутністю фінансування.

В 2000 р. ЦНДЛ виконано перерахунок запасів нафти і газу по родовищу. Необхідність виконання перерахунку зумовлена тим, що буріння на родовищі не проводилось, запаси нафти, підраховані „УкрДІПРОНДІнафта”. не затверджувались в ДКЗ і вимагали уточнення.

Представлений підрахунок запасів розглянутий і затверджений в ДКЗ в грудні 2002 р. Підраховані початкові розвідані загальні запаси нафти родовища класу 111 складають 1418 тис. т, видобувні - 133 тис. т, а класу 122 - 1284 тис.т і 145 тис. т відповідно. На таке зменшення запасів вплинуло, в першу чергу, зменшення площі нафтоносності за рахунок віднесення більшої її частини до класу 122 відповідно до вимог нової „Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр України”, а також за рахунок зміни ефективної товщини, яке відбулося в результаті переінтерпретації матеріалів ГДС. Зменшення величини видобувних запасів пов'язане також із зміною коефіцієнту вилучення нафти. Попередньо прийнятий коефіцієнт вилучення нафти був завищений, оскільки він розраховувався для варіанту розробки родовища із заводненням.

На 1.01.2003 р. накопичений видобуток нафти із свердловин Кропивницького блоку (73-ВВ і 74-ВВ) становить 43.683 тис. т, залишкові загальні запаси нафти - 2396 тис. т, а залишкові видобувні - 232 тис. т. Із свердловини Південно-Долинського блоку (4-Лоп) всього видобуто 2 тис. т нафти. Залишкові загальні запаси становлять 261 тис. т, а залишкові видобувні - 1 тис. т.