Нафтогазоносність

Південно-Гвіздецьке родовище розміщене в Надвірнянському нафтопромисловому районі, де відомо чимало покладів вуглеводнів. У безпосередній близькості з північного заходу знаходяться Гвіздецьке нафтове, Монастирчанське нафтогазоконденсатне, а ще дальше Космацьке газоконденсатне і Росільнянське нафтогазоконденсатне родовища, з південного заходу прилягає Пнівське, а за ним Пасічнянське, Битків-Бабченське з нафтовими і конденсатними покладами і на кінець Довбушанське й Бистрицьке нафтові родовища. У межах Пнівського, Пасічнянського, Монастирчанського, Довбушанського й Бистрицького нафтогазоносними є відклади менілітової світи олігоцену, а в усіх інших ще й еоцену.

Промислова нафтогазоносність Південно-Гвіздецького родовища пов'язана з олігоценовими і еоценовими відкладами і доказана результатами випробування свердловин у Битківському та Пасічнянському блоках. У межах першого блоку виявлено нафтові поклади в середньо- і нижньоменілітових відкладах, а в другому окрім цих порід ще у вигодських і манявських – нафтові і газоконденсатні з нафтовою облямівкою. Невеликі газоносні пласти встановлені в попельських і вигодських верствах у межах V ділянки Битківського блоку.

Відповідно до класифікації запасів нафти й газу Південно-Гвіздецьке родовище відноситься до групи дуже складної будови, оскільки характеризується наявністю тектонічних порушень, літологічних заміщень, невитриманістю товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів.

Виходячи з розподілу колекторів, у менілітових відкладах виділено два горизонти підрахунку: I – середньоменілітовий, II – клівських пісковиків нижньоменілітової підсвіти. У межах Пасічнянського блоку крім вказаних виділені III – вигодський і IV – манявський горизонти.

Уперше приплив нафти дебітом 202 т/доб і газу 91 тис.м³/доб на родовищі отримали зі свердловини 2 з відкладів середньоменілітової підсвіти (фільтр в інтервалі глибин 3020,1-3098,3 м) на IV ділянці Битківського блоку. Згодом промислова нафтоносність покладу була підтверджена бурінням експлуатаційних випереджувальних свердловин 22, 23, 25 і 29 з дебітами відповідно 24,8 м³/доб нафти і 114 тис.м³/доб газу; 13 т/доб нафти і 13 тис.м³/доб газу; 18 м³/доб нафти; 0,4 м³/доб нафти.

У межах II ділянки, де пробурені свердловини 1 і 70-Гв, отримали в першій свердловині з інтервалу глибин 2608-2675 м глинистий розчин 0,09 м³/35 хв., а в колоні інтервалу глибин 2640-2610 м припливу не було. Також припливу не одержано у свердловині 70-Гв, хоча за даними ГДС залягають водонасичені верстви. У Пасічнянському блоці (I) зі свердловини 8 приплив нафти становив 19-23 м³/доб і газу 4,9 тис.м³/доб. Тут в інтервалі глибин 2930,7-2994 м спущено фільтр, який також частково перекриває безколекторну верхню частину нижньоменілітової світи, а на глибині 3000 м зафіксовано штучний вибій. Це дає підставу вважати, що приплив обумовлений відкладами середньоменілітової підсвіти. У свердловині 6 за даними ГДС нафтогазонасичені пласти відсутні, у свердловині 16 вони не випробувані. На II ділянці Пасічнянського блоку середньоменілітові відклади розкриті свердловиною 10, в якій колекторські різновидності відсутні.

Першою, що відкрила нижньоменілітовий поклад, є свердловина 5, в якій з інтервалу глибин 2840-2913 м на штуцері діаметром 4 мм отримали дебіт нафти 25,8 м³/доб. Пізніше на V ділянці підтвердилася нафтоносність нижньоменілітових відкладів свердловинами 3, 7 і 24. З першої, з інтервалу 3158-3230 м, отримали приплив нафти дебітом 6 м³/доб з періодичним фонтануванням, з другої, з інтервалу глибин 3487-3540 м – 1,69 м³/доб, а з третьої, з інтервалу глибин 3205-3232 м – 4,4 т/доб. На IV ділянці нижньоменілітові відклади випробувані у свердловині 22 в інтервалі глибин 2965-3053 м, з якого отримали приплив води з дебітом 9 м³/доб при динамічному рівні 690 м. Вміст нафти в продукції становив 10%. Приплив води обумовлений тим, що разом з нафтоносними пластами випробуваний і водоносний. Після чотириразового виконання ізоляційних робіт при рівні 2093 м від устя свердловини впродовж чотирьох діб припливу не отримали. У зв'язку з цим перейшли до випробування залягаючих вище середньоменілітових відкладів. У межах II ділянки, де пробурені свердловини 1 і 70-Гв, отримали в першій свердловині з інтервалу глибин 2764-2779 м мінералізовану воду з нафтою 25 %. Дебіт продукції – 2,38 м³/добу при динамічному рівні 1572,5 м. Вищевказаного інтервалу за даними ГДС залягають нафтогазонасичені верстви, які у свердловині 70-Гв заміщені більш щільними породами. На I ділянці, яка відноситься вже до Гвіздецького родовища отримали, у свердловині 40-Ст з інтервалу глибин 2535-2555 м конденсат дебітом 3,2 м³/добу і газ дебітом 9,47 тис. м³/добу.

У межах Пасічнянського блоку на I ділянці через аварійний стан свердловини 8 нижньоменілітові відклади не випробувані, не виконано також комплекс ГДС, що не дозволило виділити ефективні нафтонасичені різновидності порід. Тільки у свердловині 16, яка розташована поруч, отримали з цих відкладів дебіт нафти 0,67 т/доб в інтервалі глибин3277-3381 м. Необхідно вказати, що це випробування не є дуже вдалим, бо після останнього прострілу в інтервалі глибин 2277-3280 м і через заклинення, перфоратор з перехідником і заправочною головкою залишився у свердловині. В інших свердловинах, які знаходяться на I ділянці, випробування в колоні цих відкладів не проводилося і лише в процесі буріння, коли у свердловині 4 з трьох інтервалів одержали слабогазований і газований глинистий розчин, а у свердловині 9 припливу не було, хоча за даними ГДС тут виділені нафтогазонасичені пласти. У свердловині 6 на цій ділянці нафтогазонасичені пласти відсутні, а у 51 відділяються нафтогазонасичені пласти, які не випробувані.

На II ділянці Пасічнянського блоку за даними ГДС колекторські різновидності порід у свердловині 10 обводнені, яка є єдиною на цій ділянці.

Висвітлена нафтоносність нижньоменілітових відкладів Південно-Гвіздецького родовища пов'язана тільки з горизонтом клівських пісковиків, а піщані різновидності підроговикового горизонту цієї підсвіти всюди є водоносними (свердловини 40-Ст, 70-Гв, 1, 5, 3, 24, 7).

Промислова газоносність еоценових (вигодських) відкладів уперше була встановлена свердловиною 4, яка розташована на I ділянці Пасічнянського блоку. Тут з інтервалу глибин 3372-3427 м на штуцері діаметром 6 мм отримали приплив газу дебітом 148,1 тис.м³/доб і конденсату 87,4 м³/доб. Згодом свердловиною 9 була виявлена нафтова облямівка покладу, з інтервалу глибин 3856-3862 м отримали приплив важкої нафти дебітом 2,3 т/доб. Підтвердженням наявності облямівки є отримання припливу нафти дебітом 6 м³/доб з інтервалу глибин 3682-3696 м у свердловині 16. На жаль в експлуатаційній свердловині 51, яка пробурена майже сім років після 4, припливу не отримали, хоча за даними ГДС виділяються кондиційні піщані різновидності. Це пояснюється тим, що за цей час пластовий тиск у свердловині понизився до 22 МПа, що значно нижче від початкових тисків у свердловинах 4 (53,1 МПа) і 9 (56,5 МПа).

Понижене значення пластового тиску у свердловині 51 пояснюється впливом зменшення його в зоні відбору свердловини 4 (13,4 МПа, замір 17.08.96 р.). Під час випробування в процесі буріння інтервалу глибин 3555-3594 м зафіксовано, що стовп глинистого розчину (ρ_р=1270 кг/м³) обумовив на вибої свердловини (3594 м) значення тиску 44,3 МПа, що можливо призвело до закупорки колекторів і неможливості, на даному етапі розвитку техніки й технології освоєння, одержання припливу.

На II ділянці Пасічнянського блоку промислова нафтогазоносність вказаних відкладів була підтверджена свердловиною 10, яка також вперше виявила гагоконденсатний поклад у відкладах манявської світи. Так після випробування їх в інтервалі глибин 4366-4386 м отримали приплив важкої нафти дебітом 6,4 м³/доб, а після дострілу інтервалу глибин 4308-4342 м дебіт конденсату – 15 м³/доб і газу дебітом 22600 м³/доб. За результатами дослідження глибинних проб у ЦНДЛ ВАТ "Укрнафта", зроблено висновок, що до манявських відкладів приурочений газоконденсатний поклад з нафтовою облямівкою.

Через деякий час експлуатації дебіт нафти з манявських відкладів зменшився до 1,2 т/доб, а газу – до 3230 м³/доб і тільки після випробування сумісно з манявським покладом вигодських відкладів в інтервалі глибин 4050-4085 м дебіт збільшився до 7,17 т/доб., а газу до 4,1 тис.м³/доб на 4 мм штуцері. Це і подальша експлуатація свердловин дає підставу вважати, що звигодськими відкладами пов'язаний нафтовий поклад.

У межах Битківського блоку в еоценових відкладах промислових покладів вуглеводнів не виявлено. За винятком тільки того, що тут в попельських відкладах свердловини 7 за даними ГДС виділені нафтогазонасичені пласти товщиною 5,2 мм, які випробувані в інтервалі глибин 3618-3645 м сумісно з водоносним горизонтом, що зумовило приплив води дебітом 0,23 м³/доб. Також виділяється за даними ГДС у попельських і покрівлі вигодських відкладів у свердловині 3 по одному нафтогазоносному пласту ефективною товщиною відповідно 1,2 і 8,8 м. Під час випробування верхньої частини вигодської світи в інтервалі глибин 3360-3380 м отримали приплив газу дебітом 2,5 тис.м³/доб. Попельські відклади не випробувалися. У свердловинах 1 і 5 випробувані в процесі буріння манявські і вигодські відклади, але позитивних результатів не отримано.

Таким чином на Південно-Гвіздецькому родовищі промислові поклади нафти виявлені в межах Битківського й Пасічнянського блоків у середньо- і нижньоменілітових відкладах, а еоценові утворення (манявська й вигодська світа) промислово нафтогазоносні тільки в межах другого блоку.

1.6. Колекторські властивості продуктивних відкладів (об'єктів розробки)

Для виділення колекторів і оцінки характеру насичення використовувались усі методи геофізичних досліджень свердловин, дані вивчення кернового матеріалу, шламу, висновки за результатами інтерпретації матеріалів ГДС, результати випробування і гідродинамічних досліджень свердловин.

Нафтогазонасиченими колекторами родовища є пласти і прошарки пісковиків та алевролітів, які розділені пачками щільних глинистих порід. Нафтовий поклад середньоменілітових відкладів зосереджений у піщано - аргілітовому горизонті (чергуванням пісковиків, алевролітів та аргілітів), де налічується від 1 до10 пластів-колекторів товщиною від 1,2 до 7 м. Найбільше значення ефективних товщин встановлено в межах IV ділянки Битківського блоку (св.2 – 30,6 м), на V ділянці товщини зменшуються до 5,8 м у свердловині 21, а в межах I і II ділянок колектори взагалі відсутні через заміщення їх аргілітами. На Пасічнянському блоці колектори розповсюджені переважно в прифронтальній частині I ділянки (св.16 – 11,2 м), у південно-західному напрямку товщина їх зменшується, на II ділянці блоку вони повністю відсутні.

Газоконденсатний поклад з нафтовою облямівкою на I ділянці і нафтовий на II ділянці Пасічнянського блоку містяться у вигодських відкладах, де залягає від 3 до 5 пластів-колекторів товщиною від 1,4 до 8,0 м. На I ділянці блоку ефективні товщини підвищуються від 10 м на південно-західному крилі до 25 м у фронтальній частині складки, на II ділянці вони не перевищують 10,4 м. Газоконденсатний поклад з нафтовою облямівкою на II ділянці Пасічнянського блоку залягає у манявських відкладах, де в розрізі свердловини 10 виділяється 6 пластів-колекторів ефективною товщиною 16 м. Характер насиченості та фільтраційно-ємкісні властивості пластів-колекторів, виділених у розрізах свердловин наведені в таблиці 1.2

Таблиця 1.2 – Дані з товщин, насиченості та неоднорідності колекторів продуктивних відкладів.

Параметр пористості прийнято за даними геофізичних досліджень, лабораторні визначення мають допоміжний характер через обмеженість кернового матеріалу і переважаючу кількість некондиційних значень. Так, у вигодських відкладах з 9 визначень по 2 свердловинах 5 взірців по свердловині 10 мають величини пористості 7% - 8,5% при середній 7,6%, у манявських – з 3 значень по 2 свердловинах наявне 1 значення по свердловині 9 величиною 11,7%.

Параметр проникності у вигодських відкладах за 4 визначеннями по свердловині 10 коливається в межах (0,13-0,22)·10^-3 мкм², у манявських за 1 визначенням по свердловині 9 – 6,92·10^-3 мкм².

Отже згідно з даними проведених досліджень і випробувань продуктивних відкладів встановлено, що по Південно-Гвіздецькому родовищі свердловинний фонд газоконденсатних свердловин складають три свердловини – 4, 6 і 10 свердловини.