4. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов

В 2008 г. в результате пересчета запасов газа сеноманской и туронской залежей Заполярного месторождения, выполненного ООО «ЦНИП ГИС», начальные геологические запасы газа туронской залежи оценены в объеме 206,8 млрд.м³(категория С₁), сеноманской - 2821,6 млрд. м³ (категории А+В+С₁), и утверждены протоколом ГКЗ Роснедра № 1788-дсп от 28.11.2008.

По состоянию на 01.01.2014 на государственном балансе по нижнемеловым отложениям числятся запасы углеводородов утвержденные ГКЗ Роснедр (протокол № 2762-дсп от 27.04.2012):

- газ газовых шапок (геол.) по категории С₁ – 533585 млн. м³,

по категории С₂ – 7013 млн. м³.

- свободный газ (геол.) по категории С₁ – 15405 млн. м³,

по категории С₂ – 112 млн. м³.

- конденсат (геол./извл.) по категории С₁ – 94900/59410 тыс. т КИК – 0,626,

по категории С₂ – 1648/1037 тыс. т.

- нефть (геол./извл.) по категории С₁ – 94780/18114 тыс. т КИН – 0,191,

по категории С₂ – 128378/26506 тыс. т.

- растворенный газ (извл.) по категории С₁ – 2362 млн. м³,

по категории С₂ – 3842 млн. м³.

2 Анализ состояния разработки

2.1 Анализ показателей разработки Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения

Туронская залежь газа

Проектирование разработки туронской газовой залежи ранее не выполнялось.

Сеноманская залежь газа

За всю историю разработки сеноманской залежи выполнены следующи е проектные документы:

1. «Комплексный проект разработки Заполярного месторождения», «ВНИИГаз» и «ТюменНИИгипрогаз» (протокол Центральной комиссии по разработке газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных месторождений и эксплуатации ПХГ, РАО «Газпром» № 26/91 от 05.11.1991).

2. «Коррективы к комплексному проекту разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения», ОАО «ВНИПИгаздобыча» (протокол № 7/94 от 28.02.1994).

3. «Коррективы комплексного проекта разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения», ООО «ТюменНИИгипрогаз» (протокол Секции по разработке Комиссии по месторождениям и ПХГ, РАО «Газпром» № 35к-р/99 от 02.11.1999).

4. «Дополнения к коррективам комплексного проекта разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения», ООО «ТюменНИИгипрогаз» утвержден Секцией Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр, ОАО «Газпром» (протокол № 45-р/2002 от 12.09.2002).

5. «Коррективы технологических показателей сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения на период до 2005 г. с учетом текущего и прогнозируемого обустройства», ООО «ТюменНИИгипрогаз» утвержден Секцией Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр, ОАО «Газпром» (протокол № 2-р/2004 от 12.01.2004).

6. «Коррективы проекта разработки сеноманской газовой залежи Заполярного НГКМ по результатам эксплуатационного бурения», ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Протокол от 21.07.2005№ 35-р/2005 Секции Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр, ОАО «Газпром»).

7. «Уточненный проект разработки сеноманской газовой залежи Заполярного НГК М с учетом результатов эксплуатационного бурения», ООО «ТюменНИИгипрогаз» (протокол секции Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр, № 6-р/2007 ОАО «Газпром» от 15.02.2007).

8. «Дополнение к уточненному проекту разработки сеноманской залежи Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения», ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Протокол секции Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр, ОАО «Газпром» № 80-р/2007 от 04.12.2007)

9. «Дополнения к проекту разработки сеноманской залежи Заполярного НГКМ», ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Протокол ЦКР Роснедра №135-Г/2010 от 16.03.2010) – действующий

Основные принципиальные положения (сеноманская залежь):

- ввод ЦДКС (ГКС) в конце 2010 г.;

- ввод 42 пологонаправленных скважин в конце 2011 г.;

- выход на проектную добычу газа 115 млрд. м³/год в 2012 г.;

- общий фонд скважин – 533, в том числе:

- добывающих – 488;

- наблюдательных – 37;

- поглощающих - 8.

Нижнемеловые залежи

1. «Комплексный проект разработки Заполярного месторождения», «ВНИИГаз», «ТюменНИИгипрогаз», 1991г., (протокол Центральной комиссии по разработке газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных месторождений и эксплуатации ПХГ, РАО «Газпром» № 26/91 от 5.11.1991);

2. «Коррективы комплексного проекта разработки Заполярного месторождения», «ВНИПИГаздобыча», 1994г. (протокол Комиссии по месторождениям РАО «Газпром» № 7/94 от 19.03.1994);

3. «ТЭО освоения нижнемеловых отложений Заполярного месторождения», ООО «ТюменНИИгипрогаз», 1999г., (протокол Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО «Газпром» №16-к-р/99 от 15.04.1999);

4. «Проект опытно-промышленной эксплуатации нижнемеловых отложений Заполярного месторождения», ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2004г., (протокол Комиссии газовой промышленности по раз работке и использованию недр ОАО «Газпром» № 13-Р/2004 от 19.04.2004);

5. «Проект опытно-промышленной эксплуатации нижнемеловых отложений Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения», утвержденный ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО (протокол № 25-09 от 26.06.2009) - действующий проектный документ утвержден сроком на пять лет.

Основные принципиальные положения (нижнемеловые залежи):

Выделение трех эксплуатационных объектов разработки

- I объект – газоконденсатные залежи пластов БТ_6-8;

- II объект – газоконденсатная залежь и нефтяная оторочка пласта БТ₁₀¹;

- III объект – южные газоконденсатные залежи пластов БТ₁₁¹ и БТ₁₁² нефтяная оторочка пласта БТ₁₁¹.

Поэтапный ввод в опытно-промышленную эксплуатацию газоконденсатных залежей I и II эксплуатационных объектов в режиме истощения пластовой энергии с 2010г.; достижение максимального объема добычи газа сепарации до 15,0 млрд. м³, нестабильного конденсата 3,15 млн.т в 2013 г. фондом эксплуатационных скважин 140 ед.; поддержание постоянных отборов в последующий период.

Проведение доразведки нефтяной оторочки пласта БТ_6-8 и опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатных залежей пластов БТ_6-8 и БТ₁₀¹, а также нефтяной оторочки пласта БТ₁₀¹ (с 2012 г.) с доведением максимальной добычи нефти к 2013 г. в объеме 0,245 млн. т при бурении 26 скважин (кат. С1).

По газоконденсатонефтяным залежам III объекта: разработка нефтяной оторочки и газоконденсатной залежи в режиме истощения пластовой энергии при консервации газовой шапки до извлечения основных запасов нефти. Ввод в эксплуатацию нефтяной оторочки III эксплуатационного объекта в 2014 году.

По нефтяным оторочкам максимальный уровень:

- Добычи нефти – 4892,3 тыс. т (2018 г.);

- Добычи жидкости – 5910,2 тыс. т (2026 г.);

Накопленный отбор с начала разработки:

- Нефти – 94807 тыс. т

- Общий фонд скважин – 127

- Фонд скважин для бурения – 127

- Достижение КИН (по категории С₁) – 0,307;

По газоконденсатным залежам максимальный уровень:

- Добычи сухого газа – 15,65 млрд. м³ (2024 г.);

- Добычи газа сепарации – 15,05 млрд. м³ (2024 г.);

- Добычи стабильного конденсата – 2,4 тыс. т (2012 г.);

- Добычи нестабильного конденсата – 3,12 тыс. т (2012 г.);

Накопленный отбор с начала разработки:

- Сухого газа – 544,8 млрд. м³;

- Газа сепарации – 522,7 млрд. м³;

- Стабильного конденсата – 60,19 млн. т;

- Нестабильного конденсата – 84,50 млн. т;

- Общий фонд скважин - 170

- Фонд скважин для бурения – 168

- Режим разработки – истощение пластовой энергии.