мг/л) і амоній (до 150 мг/л). Зміст газу - 0,130-0,250 м 3/м 3, в його складі переважає азот до 90%, метан - до 12%, етан - до 3%, пропан - 0,3%, вуглекислоти - 1,5%.
Пласт VI більш витриманий, має гарний зв'язок з законтурне областю, тому на північній частині родовища режим плата активний водонапірний. У пласті II багато литологических екранів, режим упруговодонапорний. Решта плати - аж до пружного, замкнутого. Висока в'язкість нафти знижує гідропроводності [1].
Пластові води ТТНК - високомінералізовані розчини. З 99% загального вмісту солей - в основному хлориди натрію, кальцію і магнію. В'язкість води в пластових умовах 1,6 мПа.с, коефіцієнти стисливості 2,6.10-4 МПа - 1, термічного розширення - 4.10-4 0С - 1.
Води законтурні і підошовні, мають подібну характеристику.
Хімічний склад у мг-екв/100г наступний: іонів сульфату - 0,45-0,92; кальцію - 35,9-41,2; хлору - 394,3-401,0; карбонату - 0,13-0,16; магнію - 19,7-24,6; натрію і калію - 335,7-346,3.
. 3 Характеристика нафт і газів
Нафти ТТНК важкі (щільність при тиску насичення - 875 кг/м 3), сірчисті (до 3,3%), з низьким виходом світлих фракцій, парафінисті (до 3%), високосмолістие. В'язкість при 20 0 С в поверхневих умовах 37-46 мПа.с, пружність парів - 35-45 мПа.
Нафти всіх пластів практично ідентичні. На Новохазінской площі вони важчі, більш в'язкі, газосодержание нижче. Щільність в пластових умовах в середньому 871 кг/м 3, разгазірованной - 892 кг/м 3. Тиск насичення - 7,8 МПа. Газовий фактор низький (9,2-21,7 м 3/т), в середньому 16,5 м 3/т. Високий тиск насичення обумовлено великим вмістом азоту.
У міру наближення до Водонефтяной контакту зростають щільність, в'язкість і тиск насичення, зменшується газонасиченість.
Попутні гази жирні, з високим вмістом азоту (до 42% об'ємних), в вуглеводневої частини переважають метан і пропан.
Зміст рідкісних газів (гелію) - некондиційне (0,01-0,005).
. 4 Геологічна будова теригенно товщі нижнього карбону
ТТНК є основною продуктивною товщею на родовищі. Стратиграфічний вік відкладень товщі досить чітко визначений як візейський і лише нижня її частина віднесена до верхнетурнейскому.
У розрізах свердловини спостерігаються самі різні поєднання піщаних, алевролітових і аргіллітових пластів. Максимальна їх число - 9. Однак в окремих випадках немає жодного піщаного пласта.
Найбільш витримані за площею пласти II і VI, лише на півночі і північному сході відзначається досить сталий розвиток піщаного пласта III.
Нижче наведені дані, що характеризують особливості будови основних продуктивних пластів VI і II.
Пласт VI присутня приблизно в 92-95% свердловин. Представлений дрібнозернистими кварцовими пісковиками, іноді грубозернистими аллевролітамі. Пісковики світло- і темно-сірі залежно від глинястості і вуглистих, іноді ізвестковістие за рахунок кальцитового цементу. Зерна слабо зцементовані. Тип цементації - контактовому.
Товщина пласта пісковиків досягає 36 метрів, змінюючись на невеликих відстанях до повного заміщення.
Водонефтяной контакт по площі родовища змінюється від мінус +1175 метрів на південному сході до мінус 1 188 метрів на північному заході. Нефтенасищенность колекторів в середньому по площах змінюється в межах 82-87%. Пористість пісковиків пласта VI становить 24%, нефтенасищенная товщина по площах в середньому близько 5 метрів, проникність пісковиків до 1,83 мкм 2.
Пласт II - основний за запасами продуктивний пласт Арланского родовища. На Арланской площі в ньому зосереджено близько половини всіх запасів ТТНК. Розвинений на великій частині родовища. Товщина пласта від 0,8 до 16 метрів. Представлений пісковиками в більшості розрізів. Пористість пісковиків коливається від 12 до 30%. Проникність найрізноманітніша від 0,05 до 1,7 мкм 2 і більше. Нефтенасищенность колекторів в середньому дорівнює 0,82. На родовищі в цьому пласті є одна невелика за площею поклад, приурочена до склепіння структури.
. 5 Характеристика поточного стану розробки по НГВУ Арланнефть
У 2013 році з усіх об'єктів розробки НГВУ Арланнефть видобуто 1966,0 тис. т нафти і відібрано 41625,8 тис. т рідини.
Добовий видобуток нафти склала 5 016 т/добу., добовий відбір рідини склав сто двадцять одна тисяча сімдесят шість т/добу. Середньодобовий дебіт на 1 свердловину у 2000 році склав по нафті - 2,7 т/добу., По рідини - 56,9 т/добу. Основний обсяг видобутку нафти і відбору рідини доводиться на продуктивн...
