Геологічна частина

Стебницька світа розвинута в північно-східній частині Долинського нафтопромислового району і в будові Долинської складки участі не приймає.

Четвертинні відклади широко розповсюджені, представлені суглинками з незначними прошарками галькового та щебенистого  матеріалу. Загальна товщина складає 20-35 м.

2.  Основні відомості про тектоніку родовища

Долинське нафтове родовище в тектонічному відношенні приурочене до центральної  частини Внутрішньої зони Передкарпатського  прогину, частково з південного заходу перекритої Береговою скибою Карпат.

Однією з характерних особливостей Внутрішньої зони Передкарпатського  прогину і Скибової зони Карпат є  наявність широкого розвитку насувів, скидо-зсувів, скидів та ін. За своїм  характером, природі та протяжності  вони поділяються на регіональні, локальні, пластові.

Регіональні розривні порушення характеризуються великою протяжністю і глибинністю. Вони розвинуті в основному на границях основних геоструктурних елементів. Основа прогину по цих розломах опущена  на значну глибину. Регіональними  розломами є також поздовжні насуви, які перетинають весь комплекс крейдово-палеогенових і міоценових порід. Найкрупнішими з них є насув Самбірськї зони на Зовнішню (Більче-Волицьку) зону – Стебницький.

Поперечні регіональні порушення, виражені системою скидо-зсувів, поширені на межах блоків і виступів фундаменту і мали значний вплив на будову альпійського структурно-тектонічного поверху. Ці покриття простягаються від Карпат через Передкарпатський прогин на платформу. З північного заходу на південний схід виділяються підняття Старосільсько-Ходновицьке, Орів-Роздольське, Майдан-Івано-Франківське, Микуличин-Коломийське і Буковинсько-Покутське, які розділені Підбузькою, Долинською і Надвірнянською депресіями.

З врахуванням уявлень про тектоніку  Внутрішньої зони вцілому розглянемо будову центральної її частини. Згідно з сейсмічними даними доальпійський фундамент в межах досліджуваного району залягає на глибинах 9,5-10,5 км з тенденцією збільшення в південно-східному напрямку. Згідно з нашими уявленнями про модель геологічної будови  Внутрішньої зони, в інтервалі глибин від 7 км до 11,5 км, вона заповнена флішовими утвореннями крейдово-палеогенового віку, які утворились в північно-східній частині флішового басейну осадонагромадженнями і, очевидно, представлені більш грубоуламковим матеріалом, відомим в літературі як "дикий фліш".

Внутрішня зона Передкарпатського  прогину є складно збудованим антиклінорієм, утвореним верхньокрейдовим і палеогеновим флішем та нижньоміоценовими  моласами. Складається вона з лінійних антиклінальних складок, насунутих одна на одну в північно-східному напрямку. Південно-західні крила довші і значно пологіші від північно-східних, які круті, підвернуті або зрізані поздовжніми насувами. В залежності від амплітуди поздовжніх насувів складки групуються в структурні яруси. За простяганням вони пересікаються скидо-зсувами, які простежуються на відстані від 0,5 км до 12 км один від одного. Амплітуда вертикального зміщення скидо-зсувів коливається від декількох десятків до 700 м, а горизонтального – досягає п’яти кілометрів. Наявність скидо-зсувів обумовлює блокову будову антиклінорію. Скиди і скидо-зсуви мають переважно поздовжнє простягання. Вони ускладнюють будову ліній складок, окремих складок і блоків. Ці порушення, як і скидо-зсуви, фіксуються при структурних побудовах.

В межах досліджуваної території  глибоким бурінням і сейсмічними  дослідженнями встановлено наявність  трьох складок, що складають Внутрішню  зону.

Третій ярус складок виділяється  в північно-західній частині і  уявлення про його будову базуються, в основному, на даних сейсморозвідки. Наявність його в межах даної території підтверджена свердловиною 100-Танява.

По взаємному розташуванню окремих  ярусів структур в межах Долинського  НПР можна виділити три ділянки, які відрізняються характером складчастості: Семигинівсько-Болехівська, Долинсько-Струтинська і Вільхівська. На першій з них аллохтонні флішові утворення представлені порівняно пологими, насунутими одна на одну пластинами, а в Долинсько-Струтинській по Свіцькому розлому скидо-зсувного типу відбувається різка перебудова структурного плану з утворенням безперервного ланцюжка антикліналей з перевернутим, лежачим та пірнаючим характером складок. У Вільхівській ділянці знову відбувається утворення однопластинних насувів, однак степінь плікативних дислокацій тут набагато інтенсивніша.

Так, якщо відлік вести від Семигинівсько-Болехівської ділянки, то в третьому ярусі складок  з північного заходу на південний  схід виділяються Якубівська, Рожнятівська та Росільнянська складки. До другого  ярусу в межах Долинсько-Струтинської ділянки відносться підвернуті крила Північно-Долинської і Нижньо-Струтинської складок, які паралелізуються на північному заході з Танявським піднасувом (Янківська складка), а на південному сході – з Вільхівською і Підлясівською складками.

В межах першого структурного ярусу, який найбільш повно вивчений, як сейсмічними  дослідженнями, так і глибоким бурінням, виділено три лінії структур. Загальна товщина неоген – палеогенових відкладів  першого ярусу, обмеженого двома  насувами, складає два – два з половиною кілометри, а ширина коливається в межах від девяти до 11,5 км. Перший ярус повністю перекриває відклади другого ярусу. Амплітуда насуву першого ярусу на другий досягає 4,5 км.

До фронтальної лінії структур відноситься Північно-Долинська, Нижньо-Струтинська і Вільхівська складки, до середньої – Долинська, Оболонська і Верхньо-Струтинська, до крайньої, південно-західної – Вигода-Витвицька і Спаська. Характерною особливістю будови північно-східної лінії структур є наявність підвернутих крил, які, як зазначено вище, утворюють другий ярус, а південно-західних – наявність запрокинутих частин південно-західних крил, через які ці структури безпосередньо з’єднуються з Береговою скибою складчастих Карпат. Це обумовило утворення безперервного ланцюга антикліналей, що об’єднують Скибову зону і Внутрішню зону в один сильно дислокований покров.

Поперечними скидо-зсувами перший ярус розбитий на окремі блоки: Північно-Болехівський, Болехівський, Долинський та Південно-Долинський, які пересікають всі три лінії складок.

Так як Долинське нафтове родовище приурочене до Долинської складки першого  ярусу структур, детальніше зупинимося на будові цього геологічного об’єкту.

Долинська складка має поширення  в межах Північно-Болехівського, Болехівського, Долинського і Південно-Долинського блоків.

Поперечні порушення, за винятком тих, які встановлені на основі сейсмічних досліджень (Свіцьке, Княжолуцьке, Турянське) проводяться, в основному, на основі детальної кореляції розрізів свердловин, в результаті якої в деяких з них встановлено випадання горизонтів, або їх частин. При цьому спостерігається випадання не одного якого-небудь певного стратиграфічного горизонту, а різних комплексів палеогенового флішу, які мають стійку промислово-геофізичну характеристику розрізу, яка дозволяє виділити окремі кореляційні пачки, пласти, горизонти, які можна простежувати на значних відстанях. Таке випадіння із розрізу окремих пачок чи горизонтів при наявності їх в сусідніх свердловинах не дозволяє пояснити їх відсутність виклинюванням, розмивом, чи перервою в осадконагромадженні, так як в цих випадках завжди спостерігалось би поступове зменшення товщини тої чи іншої пачки, а не різке скорочення її на порівняно значних відстанях. Амплітуда горизонтального зміщення по скидо-зсувах не перевищує 1 км, а вертикального – 300 м. В межах Північно-Болехівського і Болехівського блоків знаходиться крайня занурена північно-західна перикліналь Долинської складки, абсолютна позначка склепінної частини по покрівлі еоцену якої становить більше мінус 3720 м (1-Гериня) та мінус 3799 м (4-Гериня). Нафтогазоносність на цій частині структури не встановлена. Основна частина родовища пов’язується з Долинським блоком, який чисельними поперечними порушеннями розбитий на окремі одинадцять частин, згрупованих у ділянки.

Склепіння структури зміщене у  північно-східному напрямку і досить пологе. Північно-східне крило круте, зрізане насувом і насунуте на Північно-Долинську складку. Південне – видовжене, пологіше і перекривається насунутою з південного заходу Вигода-Витвицькою складкою.

Довжина складки по шарніру 15 км, ширина – від трьох до п’яти кілометрів. Кути падіння порід в присклепінній частині 5-15 °, південного крила – 30-40 °.

Обробка і кореляція густої сітки  свердловин дозволяє стверджувати, що площина поперечних порушень є вертикальною, або майже вертикальною, так як в сусідніх до порушень свердловинах вони в більшості випадків не підсікаються, що дозволило б вважати їх похилими.

Крім поперечних тектонічних порушень Долинська складка в межах  другої, третьої та п’ятої і шостої ділянок ускладнена поздовжніми розломами з невеликою амплітудою зміщення, які встановлені за даними буріння свердловин. Вцілому, структура розбурена густою сіткою свердловин (402 св.), густота за площею становить майже 10 св/км². Не дивлячись на те, що складка продовжує розбурюватись експлуатаційними свердловинами, геологічна модель об’єкту, очевидно, змін не зазнає.

Слід відмітити, що як до фронтальної  Північно-Долинської так і до тилової  Вигода- Витвицької складок приурочені однойменні родовища: нафто-газоконденсатне та нафтове відповідно. Амплітуда насуву, однієї складки на іншу є значною і достатньою, щоб бути надійними екранами для покладів вуглеводнів.

Ядра складок виповнені верхньокрейдовими  відкладами. Щодо нижньокрейдових, то в межах Долинського пересічення, де пробурений регіональний профіль параметричних свердловин і виконано сейсмічні дослідження різними методами вони вивчені відносно краще. На основі названих досліджень встановлено, що умовні сейсмічні горизонти в цьому районі приурочені до спаської світи нижньої крейди. Детальний аналіз розрізів свердловин, умов буріння, даних інших матеріалів та досліджень разом з встановленим взаємним зв’язком в єдиному покрові Внутрішньої зони і Скибової зони Карпат, дозволяє виділити у відкладах спаської світи кілька насувів і тим самим розподілити її значну товщу серед кількох регіональних покровів – нижньокрейдовим і палеогеновим. Перший з них утворився біля південно-західної границі Внутрішньої зони. Цим, зокрема пояснюється відсутність в ядрах палеогенових складок нижньокрейдових утворень.

3.  Нафтогазоносність

                Свердловини, які експлуатували весь розріз менілітової світи в перший період експлуатації мали початкові дебіти 20-100 т/д, а в ряді свердловин – 200 т/д.

Свердловини, які розкрили верхньоменілітові відклади, мали початкові дебіти від 6 до 30 т/д, початкові газові фактори – 85-220 м³/м³, верхньоменілітові і середньоменілітові – 20-80 т/д, середньо- і нижньоменілітові – 50-100 т/д. Окремі нафтові горизонти випробовувалися в 1966-1967 рр. в пробурених з цією метою оціночних свердловинах.

Потенційні можливості верхньоменілітової підсвіти невеликі, так як основна  частина їх ефективної товщини припадає на туфітовий горизонт, пористість якого не перевищує 6 %. У 17 свердловинах верхньоменілітові відклади випробовувались окремо, в більшості – з середньоменілітовими, або і з нижньоменілітовими разом.

Породи середньоменілітової підсвіти випробувано у свердловинах 2, 51, 64 і 688. У свердловині 688 одержано приплив  нафти і води дебітом відповідно 1,6  і 0,1 м³/д, в решті свердловин – приплив нафти дебітом від 0,2 м³ до 8,5 т/д. Початкові газові фактори знаходились у межах 118-239 м³/т.

Відклади нижньоменілітової підсвіти випробувано у свердловинах 24, 27, 41, 48, 64, 118, 205, 624, 660, 688 і 808. Свердловина 64 дала приплив мінералізованої води дебітом 40, 4 м³/д. В решті свердловин отримано приплив безводної нафти дебітом від декількох до 45,2 т/д. Газові фактори змінювались від 137 до 1182 м³/т.

Піщано-аргілітовий горизонт випробувано у свердловинах 53, 603 і 651. У свердловині 53 з верхньої частини горизонту отримано мінералізовану воду дебітом 0,56 м³/д, абсолютна відмітка покрівлі водоносного інтервалу мінус 2531 м. З нижньої частини горизонту припливу не отримано. У свердловинах 603 і 651 одержано припливи нафти дебітом близько 3,4 т/добу.

При сумісному випробування піщано-аргілітового і аргілітового горизонтів у свердловині 640 отримано приплив нафти дебітом 4,8 т/д.

У свердловинах 60, 631, 644, 645 і 805 випробувано  відклади горизонту клівських пісковиків. Свердловина 645 припливу не дала. В решті свердловин 60, 631, 644 і 805 отримано припливи  нафти дебітами відповідно 101, 2 і 5 т/д. Газові фактори змінювались від 118 до 534 м³/т.

Горизонт нижніх роговиків випробувано у свердловинах 58 і 637. У свердловині 58 з його верхньої частини одержано лише нафтопрояви. Свердловина 637 дала приплив нафти дебітом 16 т/д, газовий фактор дорівнював 568 м³/т.

У свердловинах 345, 800 і 802 менілітові відклади випробувано випробувачем пластів ИПГ-146.

У свердловині 345 випробувались відклади верхньоменілітової підсвіти майже  на всю товщину за винятком роговикового горизонту. Припливу не отримано, бо не відкрився пусковий клапан випробувача  пластів.

У свердловині 346 відклади нижньоменілітової підсвіти випробувано майже на всю товщину за винятком горизонту перших зеленувато-сірих аргілітів і верхньої частини піщано-аргілітового горизонту. В результаті труби заповнились газованим глинистим розчином.

Товщу порід верхньоменілітової підсвіти в інтервалі залягання піщано-аргілітового і верхньої частини туфітового горизонтів випробувано у свердловині 800. Припливу не одержано мабуть тому, що на ці горизонти не було створено необхідну депресію. Крім того в цій же свердловині випробувано нижню частину горизонту п’яти пластів, а також відклади горизонту клівських пісковиків і двох аргілітових горизонтів. Припливу не отримано можливо через закупорку випробувача.

У свердловині 802 випробувано інтервал відкладів, у який входили породи середньо- та нижньоменілітової підсвіт включно до горизонту клівських пісковиків. У результаті отримано приплив  газованого глинистого розчину з плівкою нафти.

Як видно з приведених у звіті  даних, всі дослідження свердловин випробувачами пластів не дали позитивних результатів. Випробування пластів у колоні підтвердили нафтогазоносність менілітових відкладів по розрізу. Всього на теперішній час породи менілітової світи випробувано у 135 свердловинах, з них у чотирьох – випробувачем пластів.  Дані експлуатації менілітового покладу показують, що дебіти свердловин характеризувалися досить швидким падінням на протязі перших двох-трьох років експлуатації, що супроводжувалося різким ростом газового фактору. Після застосування заводнення газовий фактор знизився. Заводнення позитивно впливало на роботу більшості свердловин.