1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды и коллекторские свойства пород-коллекторов продуктивных горизонтов

Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кислородные, сернистые и азотистые соединения.

Химический состав газов в Талинском месторождении представляет собой смесь предельных углеводородов С_nH_2n+2, метана СН₄, этана С₂Н₆, пропана С₃Н₈.

Мольное содержание % углекислого газа - 0,8, азота - 0,5, метана - 44,3%, этана - 11,5%, пропана - 11,8%, изобутана - 2,8%, изопентана - 2,2%. Молярная масса в пределах 67,2 - 89,0.

Плотность газа - 0,85 кг/м³.

Плотность воды, насыщающая пласты в данном месторождении - 1003 кг/м³, минерализированная. Основными ионами являются Cl⁺, HCO₃, CO₃², Na^b, Ca²⁺, Mg²⁺, K⁺. Обводненность продукции за 2006 г. составила 92%. Коэффициент сжимаемости - 0.004-0.005%. Вязкость воды в пластовых условиях - 0.8СП.

На Арланском месторождении продуктивным является 4 толщи - известняки турнейского яруса, пласты песчаники терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), карбонатные коллекторы московского яруса и пласт известняка верейского горизонта.

Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты - в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью.

На стадии поисково-разведочных работ была произведена оперативная разведка запасов в пределах разведанной площади. При этих оценках использовалась суммарная толщина всех пластов, а подсчетные параметры определялись как средние, без деления по пластам.

1.5 Запасы нефти и газа

Арланское нефтяное месторождение - одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике. Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии.

Начальные геологические запасы месторождения составляли более миллиарда тонн, а размеры - более 100 в длину и до 30 км в ширину. Нефтеносными являются песчаники терригенной толщи нижнего карбона, а также карбонатные отложения нижнего (турнейский ярус) и среднего (московский ярус) каменно-угольного возраста.

Месторождение отличается рядом специфических особенностей:

Исключительно сложное геологическое строение основного объекта разработки. В разрезе толщи выделяется до восьми пластов: С-I, С-II, С-III, C-IV₀, C-IV, C-V, C-VI, основными из которых являются пласты С-II, С-III и C-VI. Кроме того, в разрезе самого мощного нижнего пласта С-VI на большей части площади выделяются до четырех прослоев, разделенных глинистыми породами.

Песчаники всех пластов неоднородны по площади, толщина их составляет до 24 ми более, зачастую они замещены непроницаемыми породами. Особенно неоднородны пласты I, III, IV₀, IV, V и VI₀.

Выше тульских терригенных отложений в карбонатном алексинском горизонте на отдельных участках нефтеносны песчаники, залегающие в виде узких полос в руслах палеорек.

Нефть месторождения высоковязкая - от 20 до 30 мПа *с (в пластовых условиях), с низким газосодержанием - до 18 м³/т.

Начальный гидродинамический режим продуктивных пластов - упругий, замкнутый. В тоже время на северной части месторождения (пласт VI) пластовые воды активные [2].

Быстрый рост обводненности продукции вследствие высокой вязкости нефти обусловил отбор большой массы попутной воды. При этом резко возросли нагрузки на коммуникации и резервуарные парки, усилилась коррозия сооружений и т.д.