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 , CO₃ ² , Na^b , Ca²⁺ , Mg²⁺ , K⁺ . Обводненность продукции за 1996 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 ТТНК, корбанатные 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 производили оперативную разведку запасов в пределах разведанной площади. Как правило, при этих оценках использовали суммарную толщину всех пластов, а подсчетные параметры определялись как средние, без деления по пластам. Такой прием в те годы был обычным и больших сомнений не вызывал.

В связи с тем, что обширную территорию месторождения разведывали по отдельным участкам, находящимся на значительном расстоянии друг от друга, а также поэтапной разведку отдельных площадей со значительным различием вовремени, первоначально считалось, что открывали самостоятельные месторождения: Арланское, Вятское, Николо - березовское, Уртаульское, Новохазинское.Потомупервыеподсчеты запасов производили поместорождениям, не связанных друг с другом. В связи с недостатком первичной информации некоторые параметры принимали по аналогии или ориентировочно.

На дату пересчета существенно увеличилась информация о коллекторах и флюидах. Так, пластовые нефти исследованы по 213 пробам, поверхностные - по 2357 из 1878 скважин, пористость и проницаемость определена почти по 6000 образцов керна.

Увеличение объема исследования керна и флюидов существенно изменили представление о геологическом строение продуктивной толщи нижнего карбона, был накоплен богатый материал по разработке месторождения. Естественно, что результаты пересчета запасов стали значительно точнее.

Подсчет осуществляли раздельно по пластам. В санитарных зонах населенных пунктов, водозабора, а также в лесоохранной зоне выделены за балансовые запасы.

Нижний предел пористости песчаников ТТНК определялся различными методами:

- по зависимости пористость - при минимальной толщине песчаников 0,8 метров пористость составляет 15%;

- по результатам раздельного опробования - при толщине 0,4-0,8 метров пористость составляет 14,4%;

- по результатам обработке материалов геофизических исследований скважин - нижний предел пористости 14-16%;

- по приемистости нагнетательных скважин - при минимальной толщине работающих пластов 1-1,2 метров, нижний предел составляет 14-16%;

- по скважинам, пробуренным на не фильтрующимся растворе, при минимальной нефтенасыщенности 30-33% нижний предел -15%;

- по связи пористость - проницаемость.

Нефтенасыщенность определялась в основном по зависимости начальная водонасыщенность - пористость и по геофизическим данным. Кроме того, использованы керновыеданныеиз 9 скважин,пробуренныхсовскрытиемпродуктивных пластов раствором на нефтяной основе.

Средние значения нефтенасыщенности составили: на Николо - Березовской площади -82, на Вятской - 83, на Новохазинской - 85 и на Арланской - 87%. Следует отметить, что априорное увеличение объемов нефтенасыщенных пород в целом по пластам и площадям в последствии создало большие трудности при анализе и проектировании разработки площадей, особенно, отдельных блоков и участков, а также при переводе запасов в более высокие категории, потому что в каждом случае приходилось производить пересчеты с внесением поправок.

При определении нефтенасыщенности, как правило, используются материалы ГИС. В свою очередь их интерпретация основана на петрофизических параметрах керна.

Нефтенасыщенность коллекторов ТТНК исследовали в лабораторных условиях В.М. Бирезин, К.Я. Коробов и др. по остаточной водонасыщенности образцов керна. Результаты исследования остаточной водонасыщенности показали, что существует закономерная зависимость этого параметра от пористости коллекторов. В последние годы К.Я. Коробов установил, что эта зависимость определяется не только пористостью коллекторов, но и их литолого-коллекторскими свойствами.

2 Технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки и динамика основных технологических показателей месторождения

Арланская площадь введена в разработку в 1958 г. С 1959-го объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались. В 1964г. число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965г. разбуривание осуществлялось по принципиальной схеме (1959) и проекту разработки (1961). После 1965г. — по утвержденной Генеральной схеме, в основу которой с небольшими изменениями были приняты технологические решения проекта разработки 1961г. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Николо-Березовской. Все пласты ТТНК были объединены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания.

Разработка залежей ТТНК Арланской площади характеризуется несколькими особенностями.

1.Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в 1970 г. 5332,9 тыс.т. Начиная с 1971-го добыча постоянно снижается и в 1993-м составила 39% от максимальной. В отличие от девонских залежей маловязких нефтей (Туймазинское, Шкаповское и др.), на которых падение уровня добычи достигало 27% за год, темп падения добычи на Арланской существенно меньший и составил в первый год снижения (1971)всего 1,2%. Подобная картина наблюдалась и по остальным площадям месторождения.

2. Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 г. (1484 ед.). К этому времени было отобрано 86,5% НИЗ, а обводненность составила 94,7% (весовых).

Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих до 1987 г. и составил 310 ед. Поэтому отношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных во времени изменялось незначительно. Так, в 1968—1989, т. е. в течение более чем 20 лет, это соотношение колебалось в пределах 4,5—5,0 и лишь в последние годы увеличилось до 7,2. Постоянство этого параметра во времени, объясняется двумя причинами. Во-первых, одновременно с увеличением числа добывающих скважин пропорционально увеличивалось и число нагнетательных. Во-вторых, такое соотношение в значительной степени поддерживалось целенаправленно, т. к. было принято наиболее эффективным соотношение 3—4. Рост общего числа пробуренных скважин на Арланской площади происходил и после достижения максимума фонда действующих добывающих и нагнетательных скважин, т. к. бурение, хотя и в меньших объемах, продолжается и сейчас. Уменьшение числа действующих добывающих и нагнетательных на фоне увеличения числа пробуренных скважин происходит за счет их выбытия в категорию прочих (ликвидированных, пьезометрических, контрольных и др.). Скважины этих категорий составляли в 1992 г. 406 ед., за 5 последних лет их число возросло более чем вдвое. Такая динамика связана с массовым выводом скважин из эксплуатации из-за полного их обводнения или же по техническим причинам. Темпы вывода скважин из эксплуатации, по всей видимости, будут нарастать, т. к. осталось отобрать всего 6,5% НИЗ, а обводненность продукции в целом по площади составила 95%.

3. Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1990 г. (51,4 млн.м³ в пластовых условиях). В последние 3 года наметилась тенденция устойчивого снижения отбора жидкости на фоне незначительного роста обводненности (на 1,2%). За эти годы отбор жидкости снижен с 51,4 до 47,6 млн.м³ , т. е. на 7,4%. Сравнение динамики фонда добывающих скважин и отбора жидкости показывает, что снижение отбора жидкости происходит по двум причинам: уменьшение действующих добывающих скважин (на 3%) и снижение дебитов жидкости в них (4,2%). Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита жидкости и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки. Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 88,5% НИЗ и обводненности 95,2%.

4.Темпы отбора от начальных извлекаемых запасов на площади достигали в максимуме 3,9%. После максимального уровня они снижались пропорционально годовой добыче нефти и составили в 1992 г. 1,5% от НИЗ. Для залежей высоковязкой нефти в целом характерны меньшие темпы отбора запасов, чем из девонских залежей с маловязкими нефтями. Так, по Туймазинскому месторождению отбор в максимуме достигал 4,6% НИЗ, по другим месторождениям он был еще выше, хотя плотность сетки скважин Арланской площади и Туймазинского месторождения сопоставимы.

5.Хотя разработка залежей ТТНК Арланской площади осуществлялась с заводнением пластов, для этого объекта специфично не полное восполнение отбираемых объемов закачкой воды. Так, суммарная компенсация отборов закачкой воды составляет всего 88,6%. В отдельные годы компенсировалось менее 75% отбора. Не смотря на это пластовые давления поддерживались на достаточно высоком уровне. Такая специфика объясняется активным напором краевых вод в VI пласте. В то же время активность напора, видимо, была недостаточной для поддержания нарастающих объемов отбора жидкости. Этим фактором, на наш взгляд, можно объяснить увеличение приемистости нагнетательных скважин при практически постоянном соотношении числа добывающих и нагнетательных скважин. Так, приемистость от 498 (1976) выросла до 479 м³ /сутки(1989). За этот период времени дебит жидкости в среднем вырос от 46,7 до 96,7 м³ /сутки, т. е. в 2,07 раза при росте приемистости в 2,4. Предположение, что разница отражает увеличение отбора жидкости из VI пласта, подтверждается опережающей выработкой его запасов.

2.2 Обводнение скважин и пластов