1.2 История разработки месторождения

В 1964 г. первой поисковой скважиной № 601 открыто Северо-Покурское месторождение. В 1965 г. – первый «Подсчет запасов…» выполнен в по данным 5 скважин, балансовые запасы нефти и растворенного газа утверждены по категории С₂ в количествах, соответственно, 87290 тыс.т и 2510 млн.м³ (протокол ГКЗ СССР от 1 декабря 1965 г. № 4759). В 1968 г. – второй «Подсчет запасов…» произведен по результатам бурения 27 поисково-разведочных скважин. В 1969 г. месторождение передано на баланс Главтюменнефтегаза. Через 3 года сотрудниками СибНИИНП составлена «Технологическая схема разработки Северо-Покурского месторождения» и утверждена коллегией МНП (протокол № 331 от 27.04.1972 г.). В 1976 г. – продолжается доразведка, начато эксплуатационное бурение и разработка. В 1978 г. – выполнена «Технологическая схема разработки Северо-Покурского месторождения» и утверждена ЦКР МНП (протокол № 615 от 18.05.1978 г.). За период 1978-1981 гг. в процессе эксплуатационного бурения доказана промышленная нефтеносность пластов АВ₄, БВ₁, БВ₂, БВ₈¹, БВ₈² на Южном поднятии, открыты новые залежи нефти в пластах БВ₃ и БВ₄ на Северном поднятии, уточнены контуры нефтеносности по пластам АВ_1-2, БВ₆, БВ₈³. В целом по месторождению получен прирост извлекаемых запасов нефти по категории С₁ в количестве 4.9 млн.т. В 1982 г. СибНИИНП составил «Технологическую схему опытно-промышленной эксплуатации пластов БВ₁-БВ₄» и утверждена Технологическим Советом Главтюменнефтегаза (протокол № 7 от 15.04.1982 г.) .В1982 г. – составлена Дополнительная записка к техсхеме разработки Северо-Покурского месторождения и утверждена ЦКР в (протокол № 969 от 21.04.1982 г.). А в 1989 г. выполнен третий «Подсчет запасов…» СибНИИНП по результатам бурения 367 эксплуатационных и 43 разведочных скважин. Запасы нефти утверждены ГКЗ СССР по 17 пластам: АВ₁², АВ₁³, АВ₂¹, АВ₃, АВ₄¹, АВ₄², БВ₀¹, БВ₁¹, БВ₁², БВ₂, БВ₃¹, БВ₄¹, БВ₄², БВ₆, БВ₈¹, БВ₈², БВ₈³, ЮВ₁¹ по состоянию на 01.01.89 г. (за вычетом добычи) в количестве: балансовые запасы категории В – 89815 тыс.т, категории С₁ – 96886 тыс.т, С₂ – 14551 тыс.т, извлекаемые запасы категории В – 23764 тыс.т, С₁ – 36311 тыс.т, С₂ – 5182 тыс.т (протокол № 10644 от 26.03.89 г.). В 1991 г. СибНИИНП выполнил «Проект разработки Северо-Покурского месторождения». Рекомендуемый вариант предусматривал проведение мероприятий по оптимизации плотности сетки скважин и интенсификации системы заводнения. В целом по месторождению предлагалось пробурить 535 скважин. Общий проектный фонд, всего 1281 скважина, в том числе 906 добывающих, 213 нагнетательных и 162 резервных. На НТС п/о «Мегионнефтегаз» СибНИИНП было предложено провести дополнительные исследования и рассмотреть вариант без бурения скважин в водоохранных зонах. Согласно дополнительному варианту было исключено бурение 526 скважин, в том числе 294 добывающих, 94 нагнетательных и 138 резервных. СибНИИНП выполнил «Дополнение к проекту разработки…». ЦКР утвержден третий вариант с бурением скважин в пределах надпойменной части месторождения (протокол № 1452 от 28.11.1991 г.). После утверждения проектного варианта, предприятием были выделены целевые ресурсы на бурение и ввод в эксплуатацию скважин, расположенных в пойменной части залежи. ОАО «СН-МНГ» выступило с предложением об утверждении дополнительного объема бурения на объекте АВ_1-2 в количестве 106 скважин, в том числе 79 добывающих и 27 нагнетательных. Это предложение было утверждено на ЦКГР ОАО «СН-МНГ». В результате общий проектный фонд составил 861 скважину, в том числе 688 добывающих, 149 нагнетательных и 24 резервных. Через 8 лет ЗАО АЦ «СибИНКОР» выполнило работу «Анализ разработки и прогноз основных технико-экономических показателей эксплуатации месторождений ОАО «СН-МНГ» на период 1999 - 2013 гг.» и утвердило на ЦКР (протокол № 2383 от 05.08.1999 г.). В 2005 г. – ОАО «ВНИИнефть» составлен «Анализ разработки Северо-Покурского месторождения» и утвержден ЦКР МПР (протокол № 3369 от 28.04.2005 г.). вариант со следующими основными положениями и технологическими показателями:

- выделение семи эксплуатационных объектов: АВ_1-2, АВ_3-7, БВ_0-2, БВ_3-4, БВ₆, БВ₈, ЮВ₁;

системы разработки по объектам:

- АВ_1-2 – комбинированная;

- АВ_3-7 – избирательная;

- БВ_0-2, БВ_3-4, БВ₆, БВ₈ – избирательная и приконтурная;

- ЮВ₁ – семиточечная;

- фонд скважин для бурения, всего – 96, в том числе 94 добывающих и 2 нагнетательных;

максимальные уровни:

- добычи нефти, тыс.т – 4000 (2005 г.);

- добычи жидкости, тыс.т – 24091 (2006 г.);

- закачки воды, тыс.м³ – 21649 (2016 г.).

Через год ОАО «ВНИИнефть» выполнило «Авторский надзор…» (протокол № 3925 от 26.12.2006 г.) с утверждением ЦКР МПР скорректированных уровней добычи нефти:

- проектные уровни: 2006 г. 2007 г. 2008 г.

- добычи нефти, тыс.т 3665 3522 3354;

- добычи жидкости, тыс.т 30078 30706 31819;

- закачки воды, тыс.м³ 26432 5896 26002;

- фонд скважин для бурения, всего – 36, в т.ч. 33 добывающих (из них наклонно-направленных – 28, горизонтальных – 3), нагнетательных – 3;

- зарезка 8 боковых стволов. В 2007 г. ОАО «ВНИИнефть» выполнило «Пересчет запасов…», на базе которых в настоящее время выполнена работа «Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Северо-Покурского месторождения, включая Луговую площадь».