Сведения о месторождении

Арланское нефтяное месторождение является самым большим в Республике Башкортостан (рис. 1.1). Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954 г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывается АНК “Башнефть” в рамках НГДУ "Арланнефть", “Южарланнефть” (Новохазинская площадь) и "Чекмагушнефть" (Юсуповский участок Новохазинской площади).

Сбор и подготовка продукции скважин осуществляется в нефтесборных парках Ташкиново, Шушнур, Ашит.

Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.

Товарная нефть перекачивается на магистральную нефтеперекачивающую станцию “Кутерем” [23].

Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождения «Арланнефть»

В таблице 1.1 показана геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов.

Таблица 1.1 - Геолого-физические характеристики эксплуатационных

объектов

Запасы нефти в башкирско-серпуховских отложениях распределены неравномерно и, в основном, сосредоточены в серпуховских отложениях.

В процессе геологической съемки, бурения структурно-поисковых, разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на территории Арланского месторождения было выявлено более 200 залежей и установлена нефтеносность 14 горизонтов. В том числе на рассматриваемых площадях Шугуровско-Куакбашской зоны доказано наличие промышленных скоплений нефти в терригенно-карбонатных коллекторах турнейского яруса, бобриковского горизонта, серпуховского и башкирского ярусов и верейского горизонта – отложений нижнего и среднего карбона.

В нижне и среднекаменноугольных отложениях Арланского месторождения самые крупные залежи открыты в его юго-западной части. Нефтепроявления в этом районе приурочены, в основном, к отложениям серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона, которые отличаются чрезвычайной неоднородностью и невыдержанностью по площади и по разрезу [7].

1.2 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения – 875 кг/м³), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. По мере приближения к водонефтяному контакту возрастает плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность. Имеются сведения о наличии зон окисленной «тяжелой» нефти. Пористость керна в этих зонах высокая (до 27%), но проницаемость очень низкая [7].

Компонентный состав нефтей и газов по отдельным пробам сильно различаются. Для сравнения в таблицах 1.2 и приведены результаты исследований скважин Арланской и Новохазинской площадей.

Поверхностные нефти ТТНК изучены более полно. По данным более 2400 исследованных проб из 1900 скважин плотность нефти составляет 881-915 кг/м³, вязкость кинематическая до 94 мПа*с, содержание серы – до 3, смол – до 16 и асфальтенов – до 7,5%. В целом нефти тяжелые, смолистые, высокосернистые [23].

Таблица 1.2 - Физические свойства пластовых нефтей

Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до.42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан (табл. 1.3)

Таблица 1.3 - Компонентный состав попутных газов ТТНК (% объемных)

Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01- 0,005). Изменения физико-химических свойств нефти и газов по площади месторождения детально не изучено. Можно лишь отметить увеличение плотности и вязкости с севера на юг, в том же направлении снижается газонасыщенность. Нефти турнейского яруса изучены слабо. В целом они аналогичны нефтям ТТНК.

Нефти и газы продуктивного объекта среднего карбона изучены в меньшей степени, чем по основному объекту. В таблице 1.4 приведены данные исследований пластовых нефтей [23].

Таблица 1.4 - Характеристика пластовых нефтей среднего карбона

Таблица 1.5 - Компонентный состав газа и нефти среднего карбона Арланской площади (скв.27) (объем. %)