Промислова нафтогазоносність та типи покладів вуглеводнів

Газові поклади Зовнішньої зони Передкарпатського прогину пов’язані з локальними пологими антиклінальними структурами, іноді брахіантиклінальними, які являються типовим прикладом проміжної складчастості. Тип покладів в більшості пластовий склепінний і масивний склепінний тектонічно-екранований, літологічно обмежений зі всіх боків, стратиграфічно екранований. Прикладом пластових склепінних покладів можуть служити поклади газу в сарматських відкладах родовищ Дашава, Свідниця-Коханівка та інших. Прикладом масивно-склепінного типу є поклади газу в юрських і крейдових відкладах родовищ Рудки, Більче-Волиці та інших. Тектонічю-екрановані поклади зустрічаються в родовищах газу Сацковичі (Сарматські відклади), Угерське (відклади крейди). Прикладом типу покладів літологічно обмежених зі всіх боків можуть слугувати газові накопичення в лінзах тортонських відкладів Косівського родовища.

На нафтогазовому родовиті Коханівка-Свідниця поклад нафти в юрських відкладах відноситься до типу стратиграфічно екранованого. Тут поклад нафти юрського відкладу зв’язаний з горстоподібним виступом в юрських відкладах, які з стратиграфічним неузгодженням перекриваються відкладами тортону, що і екранують скупчення нафти.

Родовища вуглеводнів Зовнішньої зони Передкарпатського прогину характеризуються переважно нормальними і заниженними пластовими тисками (менше гідростатичних).

Колекторами у родовищах Зовнішньої зони Передкарпатського прогину є пісковики, алевроліти, піскові глини. Відкрита пористість колекторів - від 5,2 до 8%.

Покришками є глини сармату, галогенні та глинясті утворення тортону. Режим покладів газові у поєднанні з пружними, слабоводонапірними і водонапірними.

Загальні відомості про родовища і поклади вуглеводнів з північного заходу на південний схід по адміністративним областям приводяться в таблиці 1.7.

Короткий опис основних родовищ вуглевднів

Коханівський нафтовий поклад

Відкритий 1958р. у відкладах верхньої юри. Пов’язаний з антиклінальною складкою північно-західного простигання, яка міститься в трохи піднятому блоці, що обмежений з південного заходу на північний схід тектонічними порушеннями. У склепінні складка ускладнена тектонічним розривом, який не виходить за межі мезозойських відкладів. Розміри осей складки 17x4 км, амплітуда 80 м. Колектори репрезентовані тріщинуватими вапняками з відкритою пористістю від 5,0-5,2 і до 8% і проникністю 800·10^{-15 м2}. Покришками є глинисті породи тортону, які екранують нафтовий поклад зверху. Поклад масивний склепінний, тектонічно-екранований по боках і стратиграфічно зверху. Режим пружний. Початковий пластовий тиск на глибині 1275 м – 11,1 МПа, коефіцієнт аномальності 0,87.

Таблиця 1.7 Загальні відомості про родовища і поклади вуглеводнів Зовнішньої зони Передкарпатського прогину

Родовище або поклад, вік продуктивних відкладів	Флюїд	Тип покладу	Тип колектора	Відкрита пористість, %	Проникливість х10^-15м²	Початковий дебіт, т/сут., тис.м³/сут	Число покладів	Рік	Стан родовища
Початок пошукових робіт	Відкриття	Початок розробки

Львівська область
Кохановське верхнєюрське	нафта	Склепінний, масивний стратиграфічно екранований зверху і тектонічно екранований по боках	Карбонатний	5,2		Немає даних					В консервації

Свідницьке нижньосарматське	газ	Пластовий склепінний	Теригенний		Немає даних	До 106,0					Кінцева стадія розробки
Нікловічське нижньосарматське	Газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний		Немає даних	14,2					В розробці
Макуневське нижньосарматське	газ	Пластовий склепінний	Теригенний	14,7	Немає даних	38,9					-//-
Хідновицьке нижньосарматське	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний	1,5-39,8	2,5-200	до 2600					Кінцева стад розробки

Садковічське нижньосарматське	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний	6,5-26,8	0,1-4,4	6,5-10,3					Кінцева стадія розробки
Пинянське нижньосарматське	газ	Пластовий літологічно екранований	Теригенний	2,7-37	0,1-297	Немає даних					Середня стадія розробки
Залужанське нижньосарматське	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний	10-19,3	0,1-4557	До 4557					В розробці
Новоселівське нижньосарматське	газ	Пластовий літологічно екранований	Теригенний		0,1-55,5						В розробці

Рудківське нижньосарматське	газ	Пластовий склепінний	Теригенний	13,5	0,1-1230	Немає даних					Кінцева стадія розробки
Юрсько-гельветський	газ	Масивний тектонічно і стратиграфічно екранований	Карбонант. теригенний	6,67-18,9	0,5-2740	Немає даних		-//-	-//-	-//-
Малогорожанське Верхньо-тортонський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний								Кінцева стадія розробки
Гельветский	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний								Кінцева стадія розробки

Мединічське гельветський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний								Кінцева стадія розробки
Сенонський	газ	Пластовий стратиграфічно екранований	Теригенний	20,2		506,7					Кінцева стадія розробки
Грушевське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий тектонічно, літологічно екранований	Теригенний	18,4-21,2		До 147,8					В розробці
Опарське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний	14,7-27,7		До 775					Підземне газосховище

Більче-Волицький сенонський	газ	Масивн склепінний	Теригенний	21,4	19-60,5	До 6750					Підземне газосховище
Кавське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний	12,0-20,2	До 437,8	До 211					Кінцева стадія розробки
Угерське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно літологічно екранований	Теригенний	5-30,5	8-1283	154-1059					Кінцева стадія розробки, перехід на підземне газосховище

Сенонський	газ	Масивно склепінний	Теригенний	25,1	До 1100						Підземне газоховище
Південно-Угерське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний		Немає даних	172-627					Кінцева стадія розробки
Сенонський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний	18,7	Немає даних	373,3					Кінцева стадія розробки
Дашавський Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, літологічно екранований	Теригенний	26,9-28,9	Немає даних	До 607					Підземне газосховище

Івано-Франківська область
Кадобнянське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, літологічно обмежений і літологічно екранований	Теригенний		до 938	1,0-2500					В консервації
Верхньо-тортонський	газ	Пластовий склепінний, літологічно обмежений і літологічно екранований	Теригенний		До 249	До 1550					В консервації
Гринівське Верхньо-тортонський	газ	Пластовий літологічно і тектонічно екранований	Теригенний	11,4-13,1	До 385,5	До 60,					В кінцевій стадії розробки
Богородчанське Верхньо-тортонський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний	14,5-17,2	До 1274	26-68,6					Підземне газосховище

Яблонівське Верхньо-тортонський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний			До 94,0					В розробці
Косівське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний	Теригенний	13,6-5,5	3,4-191	37-38					Кінцева стадія розробки
Верхньо-тортонський	газ	Пластовий літологічно екранований	Теригенний	13,6-26,5	2-9	До 292					Кінцева стадія розробки
Ковалевсько-Черешенське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий літологічно екранований	Теригенний	0,7-2,2	0,1-100	До 557					Кінцева стадія розробки

Чернівецька область
Чорногузське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, літологічно екранований	Теригенний	2-10	3-5	До 60					В консервації
Лопушанське Нижньо-сарматський	Нафта і газ	Масивно пластовий, тектонічно екранований	Карбонантний теригенний			Нафта: до 500 т/добу Газ: до 750 тис.м³/добу					В розвідці
Краноільський поклад	Газ	Пластовий склепінний	Теригенний	0,5-6	0,02-7	93,7					В консервації