Page 23 - 6212

близькими значеннями початкового пластового тиску і тиску
насичення нафти газом.
У стратиграфічному розрізі виділяють два стратиграфічних
багагопластових природних резервуари - олігоценовий і еоцен-
палеоценовий. У першому із них міститься 70 % розвіданих
запасів нафти всього регіону, а у нижньому еоцен-палеоценовому
- 91,2 % розвіданих запасів природного газу. Родовища залягають
на глибинах від денної поверхні до 8000-11000 м. Нафти у
основному парафінисті (вміст парафіну досягає І5 %),
високосмолисті (2-30 %), із значним вмістом легких вуглеводнів і
порівняно невеликою кількістю асфальтенів і сірки (від сотих
3
часток до 1,2 %); густина пластової нафти 575-778 кг/м , в’язкість
пластової нафти 0,375-3,54 мПа∙с.
Родовища Дніпровсько-Донецького регіону, який
пов’язаний із Дніпровсько-Донецькою западиною, відзначаються
більшою різноманітністю геологічних умов. Пористість деяких
2
покладів досягає 20-23 %, проникність - 1мкм і більше. Часто
тектонічними порушеннями поклади розбиті на блоки.
Продуктивні горизонти і 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 переважання 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 (в основному до 5 мПа∙с). Карбонатні
колектори і важкі, високов’язкі нафти зустрічаються лише на
деяких родовищах. До низькопроникних колекторів належить
37%поточних запасів нафти (практично всі родовища
Передкарпаття). Деяким родовищам характерна тією чи іншою
мірою тріщинуватість колектора, що досить виражена.

21