Файл: Нефтенасыщенность от 6571% (в среднем). Проницаемость до 0,2, иногда до 0,9 мкм.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.12.2023
Просмотров: 19
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
.
Нефтенасыщенность – от 65-71% (в среднем). Проницаемость до 0,2, иногда до 0,9 мкм2.
Песчаники пласта СIII крупно- мелкозернистые, сильно известковистые, в разной степени глинистые. Толщины наибольшие на Вятской площади и составляет от 3 до 5 м, на Арланской – от 1 до 6, в отдельных разрезах- до 10 м. Пористость в среднем по площадям составляет на Вятской-21%, Арланской – 24, Николо-Березовской – 20%. Нефтенасыщенность на Вятской – 89%, на Арланской и Николо-Березовской по 86%. Проницаемость песчаников высокая и в среднем по площади достигает 1,6 мкм2.
Пласт СII основной по запасам продуктивный пласт Арланского месторождения. Толщины пласта наибольшие на Новохазинской площади (до 16 и более), наименьшие – на Вятской, где песчаники этого пласта имеются лишь в отдельных скважинах и составляют от 0,8 до 3,2 м. На Арланской и Николо- Березовской площадях толщины пласта – промежуточные 3-7 м. Мелкозернистые разности иногда алевристо-глинистые и известковистые. Кварцевые зерна цементируются обычно углистым материалом. Состав глинистого материала- полиминеральный. Пористость в среднем по площадям - 22%, кроме Вятской, где она всего 18%.
Проницаемость песчаников от 0,05 до 1,7 мкм2 и более. Нефтенасыщенность коллекторов по площадям в среднем равна: на Арланской – 87%, Николо- Березовской – 82%, Новохазинской – 85% и Вятской – 73%.
Пласт СIодин из наименее развитых песчаных пластов месторождения. Толщина обычно небольшая – 0,8-2,2 м, изредка более 3 м. Сильно известковистые и глинистые песчано – алевролитовые породы. Цемент – глинистый, углисто-глинистый, карбонатный, цеолитовый. Пористость песчаников 18-20%. Проницаемость – около 0,65 мкм2. Нефтенасыщенность - 72-73%.
Продуктивность отложений каширо - подольского яруса приурочена к самой верхней части каширского и нижней части подольского горизонтов среднего карбона. Литологические отложения представлены карбонатными породами. Карбонатная толща среднего карбона расчленяется на 7 пачек (I-VII), из которых нефтеносны II-VII пачки. Пачки I-III относятся к подольскому, пачки IV-VII- к каширскому горизонтам. Коллекторами являются известняки и доломиты. Размеры пор от 0,01 до 0,1 мм. Иногда до 2,5- 3 мм, проницаемость- 0,065 мкм
2.
В тектоническом плане Арланское месторождение приурочено к Бирской седловине, расположенной между Татарским и Башкирским сводами.
По кровле терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) Арланская структура в целом асимметрична с более крутым западным и пологим восточным крыльями и ориентирована в северном направлении в районе Ново-Хазинской и северо-западном направлении в районе Арланской площадей. Наиболее высокие абсолютные отметки (от 1080 до 1100 м) наблюдаются на тринадцатом участке Новохазинской площади. Куполовидные поднятия приурочены, в основном, к западной части структурной зоны и образуют «цепочки» северо и северо-западного направления. Между ними прослеживаются седловины различной амплитуды. Наиболее глубоко погруженные и самые крупные по размерам седловины отмечены на границе Арланской и Новохазинской площадей, а также на северо-западе Арланской площади.
Более резко расчлененным по сравнению с кровлей терригенной толщи является рельеф поверхности турнейских известняков, что подтверждается наличием разрезов увеличенной толщины терригенной толщи в районах эрозионных впадин северо-западной и северной частей Арланской площади. В ряде отдельных скважин такая картина наблюдается на Николо-Березовской и Новохазинской площадях. Максимальные амплитуды размыва, судя по соотношению абсолютных отметок поверхности турнейских известняков в нормальных разрезах и разрезах эрозионных впадин, колеблются от 104 до 184 м. Строение рельефа турнейских известняков сказывается на строении залежей нефти, особенно в отложениях турнейского яруса и песчаных пластах СIV, СV, СVI, где абсолютные отметки межкупольных участков часто залегают ниже контактов нефти и воды.
Отложения среднего карбона на рассматриваемой территории слагаютобширную пологую изоморфную валообразную структуру, имеющую простирание с юго-востока на северо-запад.
Наиболее крупные купола располагаются цепочкой вблизи западного крыла. Амплитуда вала в целом по кровле каширского горизонта около 50 м. Ядром
Арланской структуры служит барьерный риф верхнедевонского-нижнетурнейского возраста. Вышележащие слои нижнего, среднего и верхнего карбона и нижней перми формируют структуру облекания. Залежи среднего карбона в плане совпадают с нижележащими залежами терригенной толщи нижнего карбона и турнейского яруса.
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Характерным для нефти терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения является низкий газовый фактор 13-18 м3/т, некоторые пробы имеют газовый фактор от 12 до 20,3 м3/т и высокое содержание азота, которое объясняет высокое значение давления насыщения при общей низкой газонасыщенности.
В таблице 1 дана характеристика нефти различных продуктивных горизонтов Арланского месторождения.
Таблица 1 – Свойства нефти Арланского месторождения
| Характеристика нефтей | Турнейский ярус | ТТНК | Московский ярус |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Плотность, г/см3 | 0,905 | 0,894-0,904 | 0,866-0,883 |
| Содержание серы, % | 3,42 | 2,84-3,42 | 2,21-2,70 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Смол, % | - | 15,1-15,2 | 11,5-12,5 |
| Асфальтенов,% | - | 4,0-7,15 | 4,14-4,22 |
| Парафинов, % | - | 1,47-2.96 | 1,0-1,8 |
| Вязкость при 20 ºС, м2/с | 159,4 | 47,5-32,7 | 13,8-26,3 |
Нефти турнейского яруса высокосернистые (2,9-4,5% серы) и высокосмолистые (13-24% смол). Содержание светлых фракций не превышает 40%. Среднее содержание парафина - 3,3% (Новохазинская площадь).
Нефти сернистые, парафинистые и асфальто-смолистые. Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до 42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан.
По товарным качествам нефть из пластов среднего карбона Арланского месторождения является тяжелой, высокосернистой, имеет повышенную вязкость и низкое содержание светлых фракций.
Пластовые воды ТТНК относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия. Воды замкнутых участков как по пласту С
II, так и по пласту СIV, а также связанные воды являются рассолами, из которых может образоваться твердый осадок. Законтурные воды на Арланской и Новохазинской площадях отличаются лишь по средним значениям плотности и очень близки по своим гидрохимическим показателям. Подошвенные воды имеют некоторые различия на отдельных площадях, но, в общем, близки между собой.
Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых участков внутри залежи (застойные воды) СVI Новохазинской площади. По сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых участков Арланской площади они характеризуются повышенными значениями плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов.
Попутные газы Арланского месторождения, содержит в своем составе бензиновые фракции. В углеводородной части газа преобладающими являются этан и пропан для Вятской и Николо-Березовской площадей; метан и пропан для Арланской и Новохазинской площадей. Характерным для Арланского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе. Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона.
Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190-250 см3/л.
В составе газов концентрация азота 84-90%, метана 6-12%, этана 2,4-2,5%, тяжелых углеводородов 2,5-2,7%, углекислого газа 0,3-1,5%. Характеристика попутных газов приведена в таблице 2.
Таблица 2 – Основные физико-химические характеристики попутных газов
| Компоненты | Содержание, % об. |
| 1 | 2 |
| Азот | 63,04 |
| Метан | 24,73 |
| Этан | 2,99 |
| Пропан | 4,67 |
| Изобутан | 1,16 |
| Изопентан | 0,74 |
| Нормальный пентан | 0,24 |
| Углекислота | 0,71 |
Таблица 3 – Свойства нефти в пластовых условиях (в числителе – величина параметра, в знаменателе – количество проб, использованных для вычисления средней величины)
| Показатели | C1VI01 | C1VI02 | CVI11 | C1VI12 | C1VI13 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Давление насыщения, МПа | 3,2/1 | 2/1 | 5,7/1 | 5,2/1 | 5,2/1 |
| Коэфф. объёмной упругости, 10 м  Па | 5,6/1 | 6,1/1 | 6,7/1 | 6,5/1 | 6,3/4 |
| Температурный коэфф. объемного расширения, 10 ºС | 7,3/1 | 7,4/1 | 7,1/1 | 7,1/1 | 7,2/1 |
| Плотность нефти кг/м3 при Рпл | 897/1 | 896/1 | 897/1 | 904/1 | 900/1 |
| Плотность нефти кг/м3 при Рнас | 890/1 | 892/1 | 894/1 | 901/1 | 899/1 |
| Плотность нефти кг/м3 при Ратм | 894/1 | 896/1 | 901/1 | 900/2 | 901/1 |