5 Состояние разработки месторождения

5.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения

В процессе разработки Гремихинского месторождения последовательно принято восемь проектных документов:

«Технологическая схема опытно-промышленных работ по термическому воздействию на нефтяную залежь башкирского яруса Гремихинского месторожденияУдмуртскойАССР»[20] выполнена «ВНИПИтермнефть» в 1979 году(протокол ЦКР МНП № 843 от 19.12.1979 г.).

В 1985 году «ВНИПИтермнефть» составлена «Технологическую схему разработки залежи башкирского яруса Гремихинского месторождения с нагнетанием теплоносителя в пласт»[21] ( протокол ЦКР МНП № 1147от 17.04.1985 г.).

«Технологическая схема разработки Гремихинского месторождения с применением высокоэффективных методов теплового воздействия на пласт» [22]выполнена НПО «Союзтермнефть», утверждена ЦКР МНП 13.05.1993 г. (протокол № 1537) [23].

В 1999 году протоколом ЦКР №2378 от 29.07.1999 г.[25] утверждены новые, скорректированные уровни добычи нефти по Гремихинскому месторождению согласно работе «Анализ разработки и прогноз технологических показателей разработки по месторождениям ОАО «Удмуртнефть» на лицензионный период» [24].

В 2004 году ЗАО «Ижевский нефтяной Научный Центр» составлен «Авторский надзор за разработкой Гремихинского месторождения» [26](протокол №3248 от 07.10.2004 г. [27]).

В 2006 году компанией «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» составлено «Дополнение к Технологической схеме разработки Гремихинского нефтяного месторождения Удмуртской республики» [4], которое утверждено ЦКР Роснедра 26.12.2006 г. (протокол № 3923) [29].

В 2009 году ЗАО «ИННЦ» выполнен «Авторский надзор за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Гремихинского нефтяного месторождения Удмуртской республики» [5], утвержденный ЦКР Роснедра 29.12.2009 г. (протокол № 4828) [30].

В 2011 году ЗАО «ИННЦ» составлено «Дополнение к технологической схеме разработки Гремихинского нефтяного месторождения Удмуртской республики» [6], которое утверждено ЦКР Роснедра 26.12.2011 г. (протокол № 5311) [31] со следующими основными положениями.

Выделить четыре объекта разработки: верейский, башкирский, визейский и турнейский.

Система разработки по объектам:

– дальнейшую разработку верейского объекта осуществлять в центральной части залежи фондом добывающих и нагнетательных скважин башкирского объекта с использованием оборудования одновременно-раздельной эксплуатации, в приконтурных зонах – путем перевода выработавших запасы скважин башкирского объекта;

– на башкирском объекте тепловое воздействие сконцентрировать на северном участке залежи, остальную площадь разрабатывать в режиме заводнения подтоварной водой. Восстановить проектную сетку скважин путем эксплуатации скважин, переведенных на верейский объект и невыработавших запасы башкирского объекта, в режиме одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов;

– на визейском объекте продолжить формирование очагового заводнения путем перевода под закачку проектных нагнетательных и обводнившихся добывающих скважин. Дальнейшее разбуривание объекта продолжить с 2017 года после уточнения структурных планов продуктивных пластов, их характеристик и контуров залежей по результатам 3D-сейсморазведочных работ (2010-2011 г.г.);

– ввести в разработку турнейский объект путем перевода выработавших запасы скважин вышележащих объектов.

В целом по месторождению:

– общий фонд скважин – 943 из них добывающих – 681, нагнетательных – 235, поглощающих – 27;

– фонд скважин для бурения – всего 16, в т. ч. 14 добывающих и две нагнетательные (2016-2020 г.г.);

– для перевода с башкирского объекта на верейский – 234 добывающие скважины (2011-2039 г.г.);

– одновременно-раздельная эксплуатация башкирского и верейского объектов в 130 добывающих и 164 нагнетательных скважинах;

– накопленная добыча нефти с начала разработки по категории А+В+С₁ – 29341 тыс. т.

Достижение КИН – 0,356 по категории запасов А+В+С₁, в том числе по объектам

	КИН	Квыт	Кохв
верейский	0,204	0,527	0,387
башкирский	0,392	0,564	0,695
Визейский	0,264	0,510	0,518

На дату составления настоящего дополнения разработка месторождения осуществляется в соответствии с последним проектным документом.