В тектоническом плане месторождение приурочено к двукрылой соляно-купольной структуре.

Кровля продуктивных горизонтов залегает на глубине 467-1046 м. Высота залежей в пределах 15—30 м. Залежи пластовые, сводовые. Разрез продуктивной толщи коллектора  - поровый.

Открытая пористость составляет 27—30 %, проницаемость в пределах 0,22—1,6 мкм², нефтенасыщенная толщина – от 3,5 до 8,5 м, коэффициенты нефтенасыщенности изменяются от 0,72 до 0,95. Газовый фактор 7,4—9,8 м³/т.

Доля метана (CH₄) в попутном газе составляет 90 %. Другие составляющие: пентана (C₅H₁₂) — 1,3 %, азота (N₂) — 8,7—12,2 %, углекислого газа (CO₂) — 0,4 %.

Залежи работают в водонапорном режиме. Пластовые воды хлоркальциевого состава, имеют плотность в пределах 1080—1105 кг/м³, минерализация 104—156,2 г/л.

Нефть Урало-Эмбинского района считается наиболее высокосмолистой и тяжелой в Казахстане [4].

При опробовании скважин на поисково-разведочном этапе изученности месторождения Кара-Арна было взято 12 глубинных проб нефти, 11 из которых по южному полю и одна проба по северному полю структуры. Из 11 исследованных по южному полю проб одна из проб была отобрана из залежи сеноманского горизонта, три из нижнеальбского, семь проб отобрано из аптского.

Значения плотностей пластовой нефти по аптскому горизонту изменяются в пределах 0,92-0,938 гм/см³ , среднее значение – 0,927 г/см³, а средние значения давления насыщения и давления на глубине отбора составляют, соответственно, 2,92 и 9,85 Мпа. Среднее значение объемного коэффициента нефти – 1,04, вязкость, в пластовых условиях, в пределах 53 – 66 мПа^.c [1,4].

Единственная проба из северного поля аптского горизонта была взята из скважины №28 в интервале отбора 1022-1029 м. При этом, давление на глубине отбора составило 9,35 Мпа, плотность пластовой нефти была равна 0,938 г/см³, газосодержание – 6,0 м³/м³.

Для изучения глубинных проб нефти  залежей нижнеальбского горизонта были исследованы три скважины (№№1, 4, 16). Значения плотности нефти изменяются в пределах 0,932-0,939 г/см3, среднее значение давления насыщения равно 2,35 Мпа,  среднее значение пластового давления на глубине отбора – 9,011 Мпа. Вязкость нефти, в среднем, составляет 71,52 МПа∙с.

По сеноманскому горизонту отбор проб нефти осуществлялся из скважины №3 (в интервале  507-509 м), при этом давление на глубине отбора составляет 4,79 Мпа. Объемный коэффициент равен 1,0. Вязкость пластовой нефти – 145 мПа∙с.

Одной из особенностей месторождения является очень низкое газосодержание нефти по всем горизонтам южного и северного поля, так средняя величина газового фактора имеет значения в пределах 5-10 м³/м³.

Для исследования нефти в поверхностных условиях было отобрано 52 пробы, при этом, 47 проб отобрано из южного поля, 4 из северного поля и одна из проб относится к верхнеальбскому горизонту [1].

Залежь сеноманского горизонта была изучена путем исследования 14-ти проб нефти южного поля, нижнеальбский горизонт 10-ю пробами и аптский горизонты – 23 пробами, а на северном поле сеноманские и аптские залежи были исследованы по 2-м поверхностным пробам нефти и верхнеальбская залежь охарактеризована 1-ой пробой.

Средние значения плотностей нефти по аптскому и  нижнеальбскому горизонтам   соизмеримы и в среднем составляют 0,9666 г/см³. Содержание сернокислотных смол в нефти колеблется в пределах 30-81%, кинематическая вязкость нефти (при 30^оС)  изменяется от 158 до 854 сСт.

По нижнеальбскому горизонту плотность нефти изменяется в пределах 0,961-0,9676 г/см3, в среднем – 0,9644 г/см³, содержание смол сернокислотных в нефти составляет 28-49%, кинематическая вязкость нефти (при 30^оС) имеет значения от 199,3 до 288,1 сСт.

По сеноманскому горизонту южного поля плотность нефти изменяется от 0,961 до 0,9686 г/см³, в среднем – 0,99639 г/см³. Содержание смол сернокислотных в нефти изменяется от 32 до 51%, значение кинематической вязкости нефти (при 30С) колеблется в пределах 196,1 до 343,6 сСт [1, 4].

2. Рекомендации по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин в условиях месторождения Кара-Арна

Освоение скважин, при вскрытии пластов с подошвенной водой, требует прострела 1/3 части толщины от кровли пластов. Для изоляции обводненных частей пласта используют  селективные методы или отсечение пакерами.

Одной из возможных проблем при эксплуатации скважин месторождения Кара-Арна могут стать пескопроявления (аптский и сеноманский горизонт).

Стандартной, наиболее часто использующей мерой для борьбы с песком является применение средств защиты механического типа.

С этой целью рекомендуется провести пробные работы по использованию проволочных трубных фильтров с гравийной набивкой (намыв слоя частиц за стенки перфорированной трубы) [2].

Необходимым условием для хорошего задержания частиц, составляющих скелет породы, является выполнение неравенства D50/d50 b<D100, где

- D50 и D100 диаметры зерен гравия, соответствующие 50% и 100%-ной точкам гранулометрической кривой распределения диаметров;

d50 – диаметр зерен песка;

b – раскрытие щели трубы.

Кроме того, эксплуатация скважин при промышленной разработке месторождения Кара-Арна может осложняться образованием коррозионно-активной эмульсии, которая увеличивается с ростом обводненности продукции скважин [2, 3].

Аварийные ситуации могут также быть вызваны действием агрессивных пластовых вод. Прежде всего это вредоносное воздействие на насосно-компрессорные трубы (НКТ) и эксплуатационные колонны скважин.

Из статистического анализа аварийности на производственных площадках различных месторождений при эксплуатации скважин следует, что причиной довольно большого числа аварий на месторождениях является двустороннее коррозионное воздействие на обсадных колоннах, а также НКТ.

В качестве превентивных мер против наружной коррозии рекомендуется использовать подъем цементного раствора в заколонном пространстве скважин до устья, кроме того, важно применение специальных средств электрохимической защиты.

Для противодействия коррозии насосно-компрессорных труб, внутреннего обхвата обсадных колонн и выкидных линий рекомендуется повторяемое или постоянное введение водорастворимых ингибиторов коррозии («СНПХ-6030», «СНПХ-6035», или С-4271М комплексного действия) во внутреннюю область между насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной.

Для уменьшения влияния коррозии на работу насосно-компрессорных труб, выкидных линий, запорной арматуры, резервуаров системы сбора и подготовки нефти необходимо их применение в антикоррозионном исполнении [2].

При использовании ингибиторов коррозии, для получения нужного эффекта, необходимо предварительно провести комплекс лабораторных исследований и испытаний на их совместимость и эффективность.

Оборудование устьев скважин установкой комплексной дозировочной электронасосной УДЭ-1,6/6,3 или УДС 0,63/6,3 позволяют осуществлять   дозированную подачу жидких ингибиторов коррозии и солеотложений для увеличения эффективности их использования.