Враховуючи перспективи розвитку
нафтогазовидобутку в регіоні, в серпні 1952 р. був створений укрупнений
Долинський нафтопромисел № 1 об'єднання "Укрнафта". Начальником і
головним інженером промислу були призначені спеціалісти з Борислава Л.М.
Перебаєв і О.І. Гайворонський, а головним геологом - випускник Львівської політехніки
М.І. Шубін.
Разом з тим, відкриття свердловиною №1
Долинського нафтового родовища сприяло дальшому нарощуванню геолого-пошукових і
бурових робіт в Долинському нафтопромисловому районі. Бурові роботи проводили
дві бурові організації - Долинська контора буріння і Болехівська нафторозвідка,
в складі яких було 12 бурових бригад. Вже у 1955 р. менілітовий поклад
Долинського родовища експлуатувався 18-ма фонтанними свердловинами, річний
видобуток чорного золота досяг 145 тис. тонн. А попереду були нові відкриття. В
1956 р. відкрито потужний вигодський, а в 1958 р. манявський поклади
Долинського родовища. В період з 1959 по 1963 pp. відкриті і введені в
експлуатацію Спаське, Північно-Долинське і Струтинське родовища.
З відкриттям Долинського та інших
родовищ і поступовим введенням до експлуатації видобувних свердловин
починається стрімке нарощування видобутку нафти і нафтового газу. В 1963 р.
досягнуто максимального видобутку газу - 1,2 млрд., кубометрів, а в 1966 р.
максимального видобутку нафти - 2 млн. тонн. А всього за 50 років (1950-2000
p.p.) нафтовиками видобуто більш як 49 млн. тонн нафти і 19 млрд., кубометрів
газу. Долинський нафтопромисловий район стає одним з найбільших
нафтогазовидобувних регіонів України.
З відкриттям Долинського та інших
родовищ і поступовим введенням до експлуатації видобувних свердловин
починається стрімке нарощування видобутку нафти і нафтового газу. В 1963 р.
досягнуто максимального видобутку газу - 1,2 млрд., кубометрів, а в 1966 р.
максимального видобутку нафти - 2 млн. тонн. А всього за 50 років (1950-2000
p.p.) нафтовиками видобуто більш як 49 млн. тонн нафти і 19 млрд., кубометрів
газу. Долинський нафтопромисловий район стає одним з найбільших
нафтогазовидобувних регіонів України. В 1957 р. на базі Долинського
нафтопромислу створено нафтопромислове управління "Долинанафта", яке
в 1970 році перейменоване в нафтогазовидобувне управління "Долинанафтогаз
Нафтогазовидобувне управління (НГВУ)
"Долинанафтогаз" розробляє десять нафтових родовищ, розташованих в
межах Долинського і Рожнятівського районів Івано-Франківської області. За
обсягом видобутку нафти і газу посідає четверте місце серед шести споріднених
підприємств ВАТ "Укрнафта". В 1999 р. видобуто 310 тис. тонн нафти і
80 млн. кубометрів газу, реалізовано товарної продукції на суму 104 млн. грн.,
отримано прибутку 49 млн. грн., балансова вартість основних фондів на 1.01.1999
р. становила 512,0 млн. грн. Основний обсяг видобутку нафти і газу припадає на
Долинське, Північно-Долинське, Струтинське і Спаське родовища. Експлуатаційний
фонд видобувних свердловин складає 392, нагнітальних - 132. Середня глибина
свердловин - 2700 м. Розробка родовищ здійснюється з підтриманням пластового
тиску (ППТ) шляхом нагнітання води в продуктивні горизонти. Всі основні
родовища знаходяться на пізній стадії розробки, для якої характерні високий
рівень обводнення продукції (86%) і поступове зниження видобутку нафти і газу.
Експлуатація видобувних свердловин проводиться механізованим способом за
допомогою глибинних штангових насосів. Свердловини облаштовані потужними
верстатами-качалками вантажопідйомністю 10-12 тон. Широко застосовуються
високопродуктивні глибинні штангові насоси діаметром 55-93 мм. Збір і
транспортування продукції видобувних свердловин здійснюється по герметизованій
напірній однотрубній системі. До 1998 р. вся товарна нафта перекачувалась по
нафтопроводу (58 км) в м. Дрогобич на ВАТ "Нафтопереробний комплекс
"Галичина". Варто відзначити, що нафта Долинських родовищ має високу
якість. В ній відсутні шкідливі сполуки сірки, вміщує в собі до 12% парафіну і
смол. При переробці з неї отримують понад 50 відсотків високоякісних світлих
нафтопродуктів, мазут, бітум і парафін. Починаючи з 1998 p., майже 80 відсотків
Долинської нафти транспортується потужними нафтовозами в м. Надвірну на ВАТ
"Нафтохімік Прикарпаття". Для цього на головних спорудах побудовано
наливну естакаду, потужність якої може забезпечити поставку в Надвірну всієї
Долинської нафти.
Запаси родовища підраховувались у
1955,1959,1967 і 1973 рр.
1.2 Тектоніка
родовище тектоніка розріз свердловина
За сучасними даними Західний регіон
України поділяється за такими тектонічними одиницями:
Західно-Європейська
і Східно-Європейська платформи (Дністровський перикратон,
Львівський
палеозойський прогин, Рава-Руська
складчата зона); Передкарпатський
прогин (Більче-Волинська зона,
Самбірська
зона, Бориславсько-Покутська
зона); Складчасті Карпати
(Скибова
зона, Дуклянська зона,
Чорногорська
зона, Пенінська зона та
ін.);Закарпатський прогин. Карпати
у загальному плані складаються з двох частин:
Внутрішніх
(крейдовий період) і Зовнішніх, які
являють собою утворення заключного етапу розвитку Карпатської геосинкліналі.
Внутрішні
Карпати на території України майже повністю перекриті молодими породами
Закарпастького неогенового прогину.
Долинське нафтове родовище знаходиться в
першому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. По
утвореннях палеоцену Долинська складка є антикліналлю з похилим
південно-західним крилом і крутим, значною мірою зрізаним насувом,
північно-східним. Складка має загальнокарпатське простягання. Склепінна частина
її широка, відносно похила.
На північному сході і південному заході структура обмежена насувами з
амплітудою 0,5-1,5 км, через які контактує із сусідніми антикліналями -
Вигодською і Північно-Долинською. Район родовища характеризується покривним
стилем тектоніки. Південно-східна перекліналь складки опущена по одному з
найбільших за амплітудою (700-800 м) у Бориславсько-Покутській зоні
Тур’янського розлому, утворююючи Південно-Долинський блок,
фронт
якого зміщується на 900м до південного заходу.
Піднята
частина (Долинський блок) поперечними,
а
місцями і повздовжніми скидами меншої (25-100м) амплітуди розбита на ряд
дрібних блоків. Розміри складки 11,0х2,9 м, висота 1200 м.
Долинське нафтове родовище приурочене до
Бориславсько-Покутського нафтогазоносного району Предкарпатського розгину,
який
займає проміжне положення між Південно-Західним схилом Східно-Європейської
платформи і Карпатської складчастої області.
У тектонічному відношенні родовище
знаходиться в першому ярусі складок центральної частини Бориславо-Покутської
зони. Район родовища характеризується покривним стилем тектоніки. Берегова
скиба Карпат частково перекриває перший ярус структур Бориславо-Покутської
зони. Поверхня насуву занурюється під кутами 60-90 градусів,
які
з глибиною зменшуються до 15-20.
Долинська структура являє собою
антетричну брахіантиклінальну складку з досить широким склепінням. Крутим і
зрізаним північно-східним і більш пологими південно-західними крилами. Кути
падіння порід південно-західного крила в склепінній частині складають
5-15,збільшуючись в південно-західному напрямку до 25-40.Південно-східне крило
в склепінній частині має кути падіння порід 30-50,а потім воно стає крутим,
вертикальним,
підгорнутим
і зрізається насувом
Долинської складки на
Північно-Долинську. По довжині шпажка простежується на 10 км і поділяється на
Болехівський, Долинський та
Південно-Долинський блоки.
У межах Долинського блоку, де
зосереджені основні запаси нафти і газу родовища, виділяється шість ділянок
(1-V1), границями яких є поперечні тектонічні порушення з амплітудою
40
– 60 м. Із них I, IV,
V і VI ділянки поздовжніми порушеннями
розділені ще на дві або три частини. Проте в більшості згадані тектонічні
порушення не є екрануючими, особливо в еоценових відкладах, де глинисті
прошарки між пластами – колекторами характеризуються незначною товщиною.
Болехівський блок поперечним тектонічним
порушенням з амплітудою 175м розділений на дві ділянки, кожна з яких поділена
поздовжнім порушенням також на дві частини. При цьому як поперечне, так і
поздовжні порушення в межах Болехівського блоку є, найбільш ймовірно, екрануючими.
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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
|