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.