Курсовая работа: Геологічна характеристика Долинського родовища

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

В проміжковій розробці Долинського родовища знаходяться шість покладів (зверху в вниз):менілітовий, бистрицький, манявський та ямненський, які об’єднані в три об’єкти розробки-менілітовий, вигодсько-бистрицький і манявсько-ямненський.

В районі Долинського родовища виділяють з північного-заходу на південний-схід такі опущення:

1. Таняво-Болехівське;

2. Долинське;

3. Оболонське,які відділяють одне від одного пектантними порушеннями.

Таняво-Болехівське порушення обмежене на північний захід Стрийським порушенням,а на південний схід-Свіченим.В центральній частині-Сукільським,яке ділило його на Танявський і Болехівський блоки.На південний схід від Свіченого знаходиться Долинське підняття. Будова Долинського блоку ускладнена п’ятьма поперечними порушеннями,а також трьома невеликими продольними порушеннями

1.3 Відомості про нафтогазоносність і водоносність розрізу

За прийнятою в УкрДГРІ схемою нафтогазогеологічне районування Західного регіону має такий вигляд: Балтійсько переддобрудзька нафтогазоносна провінція: Волино-Подільська нафтогазоносна область(Волинський нафтогазоносний район (НГР),Подільський перспективний район (ПР),Бузький газоносний район (ГР),Нестеровський перспективній район);Карпатська нафтогазоносна провінція:Предкарпатська нафтогазоносна область (Більче-Волинський нафтогазовий район, Бориславсько-Покутський нафтогазоносний район), Карпатська нафтогазоносна область (Скибовий нафтогазоносний район Кросненський перспективний район), Закарпатська газоносна область(Мукачівський газоносний район, Солотвинський газоносний район).

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 характеризується єдністю геологічної будови та геологічної історії розвитку, схожістю регіональних умов літогенезу включаючи умови нафтогазоутворення і умови нафтогазонагромадження.

Основним нафтогазоносним комплексом є палеоген. По його горизонту розподіл покладів нерівномірний: найменше їх в утвореннях палеоцену, найбільше -олігоцену. Останні містять промислові скупчення майже у всіх родовищах Бориславсько-Покутської зони. Тут скупчення вуглеводнів пов’язано з асиметричними, нерідко лежачими антикліналями.

Нафтоносним є розріз від Воротищенської світи еоцену до манявської міоцену включно, але промислові поклади наявні лише в утвореннях менілітової, бистрицької, вигодської і манявської світ.

Скупчення нафти в розрізі менілітової світи містяться в пластах пісковиків та алевролітів. Вся товща ділиться на три горизонти: перший-верхньоменілітова, другий - середньоменілітова і третій - нижньоменілітова підсвіта. В кожному з них виділяють від 4-6 до 15-20 пластів пісковиків товщиною 0,5-8 м. Піскуватість зростає з глибиною. Якщо середня ефективна товщина першого горизонту 12 м, то другого-38 м, а третього-93 м. Відповідно змінюються і початкові дебіти свердловин:з першого горизонту 5,5-30,з другого-35-70, третього - до 450 т/добу. Відсутність водоносних горизонтів серед нафтових дала можливість експлуатувати поклади менілітової світи спільним фільтром довжиною від 100 до 600 м як об’єкт розробки.

Другий об’єкт розробки об’єднує поклади бистрицької та вигодської світ. В першій зустрічається від 2 до 7 піщаних пластів,у другій-11-20 пластів, які містять основну частину запасів родовища.

Утворення манявської світи є третім об’єктом розробки, що охоплює до 8 піщаних пластів.

Поклади родовища мають спільний водо-нафтовий контакт і за типом відносяться до масивно-пластових склепінних тектонічно екранованих. Природній режим їх пружний та розчиненого газу.

Промислова розробка менілітового покладу здійснюється з 1956р.,вигодсько-бистрицького - з 1959р.,а манявського - з 1961 р.

Кожний поклад розбурювався самостійною сіткою свердловин, але деякі з них розробляли два поклади одночасно. Всього на родовищі пробурено 356 свердловин, з яких 31 ліквідована після буріння. В експлуатації знаходилося 289 свердловин, ліквідовано після неї 9.Максимальна кількість діючих видобувних свердловин-190 (1991 і 1993 рр.). Пластовий тиск підтримувався протягом всього періоду заводнення(закачування води) 129 свердловинами, з яких 26 уже ліквідовано. Максимальна кількість діючих нагнітальних свердловин-74 (1987-1989 рр.).Найбільша щільність сітки свердловин-8,2 га на свердловину, поточна, при наявному фонді,-- 9,2 га на св..

Менілітовий поклад розробляється 86 свердловинами, 60 з яких мають дебіти нафти менші 1 т/добу (в середньому 0,2 т/добу ). Основний видобуток (64% ) у 1993р. отримано з 23 свердловин дебіт яких змінюється від 1 до 6 т/добу. Більший дебіт (8-9 т/добу) мали лише три свердловини.

Свердловини експлуатуються переважно глибинно-насосним способом. Видобуток нафти складає 99,4%(середній дебіт нафти-1,2,рідини-6,6 т/добу).

Закачування води в менілітовий поклад здійснюється через 32 свердловини і забезпечує компенсацію поточного відбору в пластових умовах на 119,1 %. Середня приймальність нагнітальних свердловин-23,7 куб.м./добу при тиску нагнітання 14-16 МПа. Поточний пластовий тиск складає 22,0 МПа.

Видобуток нафти з Вигодсько-Бистрицького покладу здійснюється 93 свердловинами,9 з яких характеризуються дебітом меншим 1 т/добу,58-від 1 до 5,13-від 5 до 10, 10-від 10 до 20 і лише у трьох свердловинах він більший 20 т/добу.

Свердловини експлуатуються фонтанним і насосно-глибинним (84) способами. Видобуток з перших становить 8,9%(середній дебіт нафти-5,2 т/добу, рідини-77,5 т/добу), з других-91,1% (середній дебіт нафти-9,0 т/добу, рідини-88,2 т/добу).

Закачування води здійснюється через 31 св. Середня приймальність нагнітальних свердловин 211,4 куб. м/добу при тиску нагнітання 14-16 МПа. Поточний пластовий тиск 25,8 МПа.

Видобуток нафти на Манявському покладі здійснюється 24 свердловинами,12 з яких характеризуються дебітами меншими 1 т/добу.

Фонд видобувних свердловин експлуатується переважно глибинно-насосним способом,лише три св. - фонтанним. Із останніх одна свердловина характеризується дебітом нафти 18,1 т/добу,рідини-32,4,а дебіт двох інших не перевищує 0,3 т/добу нафти і 38-рідини.Видобуток нафти із насосних свердловин становить 62,7%.Середній дебіт нафти 1,6 т/добу,рідини-14,2.

Закачування рідини в Манявський поклад здійснюється через 12 св., середня приймальність яких 39,3 куб. м/добу при тиску нагнітання 14-16 МПа.

Поточний пластовий тиск у покладі 24,7 МПа.