Характернистика нафтових родовищ України

На території України виділено три нафтогазоносні регіони: Дніпровсько-Донецький, Карпатський і Причорноморсько-Кримський. Видобування нафти поки-що пов’язано, в основному з першими двома регіонами.

Нафтові родовища Карпатського регіону, точніше Передкарпаття, характеризуються багатопластовістю, великою товщиною продуктивного розрізу (до 600 м), низькими колекторськими властивостями (коефіцієнт пористості 7-15%, коефіцієнт проникності (0,1-20)·10^-3 мкм²), надзвичайною літологічною мінливістю порід по площі та розрізу, високим газовмістом нафти (100-500 м³/т), тектонічною і літологічною екранованістю покладів, відсутністю, як правило, активних законтурних вод, близькими значинами початкового пластового тиску і тиску насичення нафти газом.

У стратиграфічному розрізі виділяють два стратиграфічних багатопластових природних резервуари – олігоценовий і еоцен-палеоценовий. У першому із них міститься 70% розвіданих запасів нафти усього регіону, а в нижньому еоцен-палеоценовому – 91,2% розвіданих запасів природного газу.

Родовища залягають на глибинах від денної поверхні до 8000-11000 м. Нафти в основному парафінисті (вміст парафіну сягає 15%), високосмолисті (2-30%), із значним вмістом легких вуглеводнів і порівняно невеликою кількістю асфальтенів і сірки (від сотих часток до 1,2%; густина пластової нафти 575-778 кг/м³, динамічний коефіцєнт в’язкості пластової нафти 0,375-3,54 мП·с.

Родовища Дніпровсько-Донецького регіону, який пов’язаний із Дніпровсько-Донецькою западиною, відзначається більшим розмаїттям геологічних умов. Коефіцієнт пористості деяких покладів сягає 20-23%, коефіцієнт проникності – 1 мкм² і більше. Часто тектонічними порушеннями поклади розбиті на блоки. Продуктивні горизонти й окремі пласти мають відносно невеликі товщини (від 35 до 20-30 м), часто з газовими шапками і підошовними водами. У багатьох покладах початковий пластовий тиск значно перевищує тиск насичення нафти газом. Режим роботи покладів – від пружно замкнутого до активного водонапірного. З глибиною спостерігається кількісна перевага газових і газоконденсатних родовищ над газонафтовими.

Характерною особливістю нафтових родовищ України є належність більшості із них до теригенних колекторів і мала в’язкість пластової нафти (динамічний коефіцієнт в’язкості в основному до 5 мПа·с). Карбонатні колектори і важкі високов’язкі нафти зустрічаються лише в деяких родовищах. До низькопроникних колекторів належать 37% поточних запасів нафти (практично усі родовища Передкарпаття). Деяким родовищам характерна, тією чим іншою мірою, досить виражена тріщинуватість колектора.

Розмір і багатопластовість родовищ разом із ємнісними властивостями колекторів визначають у цілому величину і густоту запасів нафти, а в поєднанні з глибиною залягання зумовлюють вибір системи розробки та способів видобування нафти.

Густина нафти в нафтових покладах перехідного стану становить 425-650, у нафтових – 625-900 та у нафтових важкої, високов’язкої, малорухомої нафти і твердих вуглеводнів (бітумів) – понад 875 кг/м³.

Глибиною залягання родовища, в основному, визначаються температура і тиск у покладах. Вони зумовлюють фазові співвідношення нафти, газу і конденсату в пластових умовах.

Із збільшенням глибини залягання родовища зростають витрати на будівництво та обладнання свердловин, ускладнюються умови піднімання нафти з глибини на поверхню тощо.

Глибокими називають свердловини з глибиною від 4500 до 7500 м, надглибокими – від 7500 до 15000 м.

Властивості колекторів і флюїдів зумовлюють систему розробки родовища і технологію видобування нафти, дебіти свердловин, повноту вилучання нафти із надр, процеси її видобування та ін.

На техніку видобування нафти істотно впливають надходження піску з пласта у стовбур свердловини, випадання з нафти і відкладання на внутрішній поверхні обладнання парафіну, відкладання мінеральних солей, кородуючі властивості флюїдів та ін.

Проникність у комплексі з товщиною пласта і в’язкістю нафти визначає дебіт свердловин.

За початковими значинами дебіту (в т/добу) розрізняють низько- (до 7), середньо- (від 25 до 200) і надвисокодебітні (понад 200) нафтові поклади.

Важливу роль в організації і виборі технології видобування нафти відіграють рельєф місцевості, сейсмічність, заболоченість або засушливість території, кліматичні умови, глибина вод у випадку розташування родовищ під дном моря чи океану. Території Карпат і Криму відносяться до сейсмічно активних районів.