GEODYNAMICS
ГЕОДИНАМІКА

P. B. Pelypchak, Institute of geology and geochemistry of combustible minerals of NAS of Ukraine
2013 GEODYNAMICS  
Геодинаміка 2(15)/2013 56 © П.Б. Пелипчак, 2013 УДК. 550.38 П.Б. Пелипчак ХАРАКТЕРИСТИКА НИЗЬКОПРОНИКНИХ КРЕЙДЯНО-ПАЛЕОГЕНОВИХ ФЛІШЕВИХ ПОРІД-КОЛЕКТОРІВ ДОЛИНСЬКОГО НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВОГО РАЙОНУ ВНУТРІШНЬОЇ ЗОНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОГО ПРОГИНУ Наведено результати асиметричних гістограм відкритої пористості та абсолютної проникності з низькими показниками порід-колекторів, а також коефіцієнт нафтовилучення, та залишкові геологічні запаси нафти категорії А+В+С, для піщаних порід -колекторів
more » ... кторів крейдяно-палеогенового флішу Долинського нафтогазопромислового району Внутрішоьї зони Передкарпатського прогину. Ключові слова: колекторські властивості, абсолютна проникність, відкрита пористість, еоцен, олігоцен, нафтогазоносність, нафтогазопромисловий район-НГПР, підрахунок запасів нафти, коефіцієнт нафтовилучення. Вступ В межах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину відомі нафтогазопромислові райони: Бориславський, Долинський, Надвірнянський. Основа Внутрішньої зони Передкарпатського прогину складається із крейдо-палеогенового і, частково, нижньоміоценового флішевого комплексу піщаних порід, які набули поширення в межах Бориславсько-Покутського покриву. Значна фаціальна мінливість палеогенових відкладів як по латералі так і вертикальному розрізі прослідковується вздовж всієї Внутрішньої зони Передкарпатського прогину. В першу чергу, це пояснюється різними умовами осадко-нагромадження, диференціацією дна мілководного басейну седиментації і зміною гідродинамічних характеристик в різних його частинах та в часі, зміною масштабів форм палеорельєфу, швидкістю привнесення в басейн накопичення осадового матеріалу, впливом різних фізико-географічних факторів [Колодій, Бойко, та інші, 2004. У палеогенових відкладах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину виділяються два основні резервуари: олігоценовий (потужність до 600м) і еоцен-палеоценовий (потужність до 700м). Роль регіональної покришки (для олігоценового резервуару) виконує товща міоценових молас поляницької і воротищенської світ, які повсюдно перекривають відклади палеогену і складені переважно м , якими, пластичними, щільними глинами і аргілітами з невитриманими по площі пропластками пісковиків і алевролітів. Для еоценпалеоценового резервуару роль регіональної покришки виконує глиниста товща порід бистрицької світи. ) [Колодій,та інші, 2004; Куровець, та інші, 2010; Штурмак, та інші, 2006]. Переважаючим типом є поровий тип колектора. Однак високий ступінь тріщинуватості досить часто обумовлює тріщино-поровий тип колектора. Тектонічні та літологічні тріщини обумовлюють тріщинну проникність і пористість, так формують гідродинамічний зв , язок [Куровець, та інші,2010; Маєвський, 2008]. Долинський НГПР (центральна частина Внутрішньої зони прогину), на відміну від Бо-Ключевые слова: колекторские свойства; абсолютная проницаемость; одкритая пористость; еоцен; олігоцен; нефтогазоносность; нефтогазопромышленный район-НГПР; подсчёт запасов нефти; коэффициент нефтеизвлечения. CHARACTERISTICS OF CRETACEOUS-PALEOGENE FLYSCH RESERVOIR ROCKS WITH LOW PERMEABILITY FROM THE OIL-AND GAS-FIELD IN DOLYNA, INNER ZONE OF THE CARPATHIAN FOREDEEP P.B. Pelypchac The results of asymmetric histograms of open porosity and absolute permeability with low reservoir, as well as residual of oil deposits of category A+B+C, the oil recovery factor for send rocks of Cretaceous-Paleogene flysch of Dolyna oil and gas region of the Inner Zone of Carpathian foredeep are presented.
doi:10.23939/jgd2013.02.056 fatcat:hsobeedsfnaupm7krllm6nw6tm