Скорректированный метраж 1999 г. – 77833 м (включая скв.181-Большенергинскую, 183-Восточно-Грибную, 74-Люк-Пайскую). Исключена скважина 23-Котыгъеганская.

Планируется ввод в бурение 16-ти объектов.

Будет начато бурение 26 скважин: 542-Южно-Санлорская, 541-Декабрьская, 545-Шишкъюганская, 165-Восточно-Чапровская, 561-Мытаяхинская, 47-Западно-Ватлорская, 29*-Новонялинская, 29-Новомостовская, 1-Сармановская, 3-Среднепомутская, 171-Инжегорская, 12-Мултановская, 105-Восточно-Юганская, 178*-Яркая, 9-Пурумская, 9-Верхнесабунская, 1-Западно-Сабунская, 4-Сурьяхская, 521*-Новокульеганская, 31-Северо-Фобосская, 611-Пушкинская, 460-Западно-Кульеганская,181-Большенергинская, 171-Инжегорская, 14-Люк-Пайская, 183-Восточно-Грибная, причём скв.181, 183 из программы ГРР 2000 года. Требуется утверждение комиссии ГРР по скв.14, включённой вместо 23-Котыгъеганской (* — скважины, переходящие с 1998 года).

Будут закончены строительством 54 скважины (26 — начатых бурением в 1999 г., 7 – перешедших бурением с 1998 г., и 21 — перешедшая испытанием с 1998 г.).

За три месяца 1999 г. проходка составила 20 тыс.м. В бурении находились 10 скважин: 180-Южно-Перегрёбненская, 170-Западно-Ягано-куртская, 29-Новонялинская, 223-Логачёвская, 482-Чистинная, 3-Лунг-Еганская, 500-Сыхтымская, 611-Пушкинская, 178-Яркая, 9-Верхнесабунская, причём, скв.180, 170, 223, 482, 3, 500 перешли бурением с 1998 года. Семь скважин: 611-Пушкинская, 178-Яркая, 9-Верхнесабунская, 521-Новокульёганская, 1-Сергинская, 165-Восточно-Чапровская начаты бурением в 1999 г. Закончены бурением 5 скважин (180, 170, 482, 500, 3). В «долгосрочной» консервации скв.: 845-Гальнадская, 41-Северо-Турьяхская, 200-Каменная (аварийная). Их дальнейшая ”судьба” пока неясна, но скв.845 и 41 включены в программу ГРР-2000.

В испытании находилось 14 скважин: 719-Восточно-Никольская,104-Восточно-Юганская, 170-Восточно-Сыхтымская, 8010-Иусская (из коры выветривания получен приток нефти дебитом 45 м³/сут, а из пласта Ю₂ -дебит нефти 42 м³/сут на 6-мм штуцере, нефтенасыщен пласт П), 170-Западно-Яганокуртская, 763, 761-Северо-Рогожниковские, 26-Нялинская, 46-Западно-Ватлорская (во временной консервации в связи с демонтажем буровой установки), 1-Восточно-Толумская, 25-Западно-Терпеевская, 1-Шугурская, 63-Отдельная, 535-Верхнеляминская.

Закончены испытанием 10 скважин: 719-Восточно-Никольская (с промышленными притоками нефти из пласта Ю₁), 500-Сыхтымская, 3-Лунг-Еганская (в процессе бурения, без спуска 5″ колонны, без положительных результатов): 180-Южно-Перегрёбненская по тем же причинам, 761, 763-Северо-Рогожниковские с промышленными притоками нефти из пласта ЮК₁, 26-Нялинская, 25-Западно-Терпеевская и 1-Шугурская с непромышленным притоком нефти и 104-Восточно-Юганская – продуктивная по пластам Ю₃, Ю₂, Ю₁. Скважины 104, 761, 763, 26 были переходящими с 1998 г.

За 3 месяца открыто 3 нефтяных месторождения: Восточно-Никольское (скв.719, пласт Ю₁¹, Qн⁶=15 м³/сут), Западно-Яганокуртское (скв.170, пласт Ю₁₀, Qн = 6.0 м³/сут). Следует отметить, что при испытании в открытом стволе получена нефть дебитом до 20 м³/сут из пласта Ю_2-3 и ЮК₁. По данным ГИС возможно нефтенасыщенными могут оказаться пласты Ю₄, Ю₅, Ю₆, Ю₇, Ю₈ и Ю₉. Скважина в испытании (идёт передемонтаж б/у на А-50) и Южно-Хангокуртская; из пласта Ю₂получен приток нефти дебитом 6.5 м³/сут при DР=110 атм.

В скв.482 Северо-Чистинной пласт Ю1 нефтенасыщенный, идёт передемонтаж б/у на А-50. В скв.223 Логачёвской поднят нефтенасыщенный керн из пластов АС₁₀, АС₁₂ и Ю₀. В скв. 178 Яркой из пласта Ю₁ ИПТ в процессе бурения получен приток нефти дебитом 93.7 м³/сут при Ндин.=992 м (воды 10%).

К 37 месторождениям, которые были открыты на территории 23-х мини-проектов, прибавилось 3 и ещё 2 месторождения открыты одиночными скважинами (Узунское, Юккунское). 42 месторождения открыто в нераспределённом фонде недр при реализации программы ГРР с 1996 года.

Всего за этот же период в пределах ХМАО в нераспределённом фонде недр открыто 46 месторождений, в том числе компаниями 4 — Восточно-Икилорское, Свободное, Калиновое, Северо-Тутлимское, и в распределённом фонде компаниями за свои ставки – 5 месторождений (Метельное (Назаргалеевское), Северо-Каркатеевское, Ульяновское, Западно-Ермаковское, Андреевское). Всего открыто 51 месторождение. [Это в виде справки для членов комиссии по ГРР].

Следует заострить внимание на «долгостроях» — скважинах, ожидающих испытания, 1-Ай-Яунская, 552-Западно-Полуньяхская – «Обьнефтегазгеология». И снова в «долгосрочной» консервации, но уже в испытании 2-Верхнетолькинская, 86-Западно-.Эргинская (ожидающие ГРП), 843-Гальнадская (снова ОНГГ), 1-Восточно-Толумская (ГКО). Хотелось бы обратить внимание Комитета по нефти и газу на то, что графики строительства скважин, представленные подрядчиками, имеют ряд недостатков:

1)цикл монтажа и бурения растянут во времени и с разрывами от 3 до 5 и более месяцев (по норме монтаж БУ-3000 — 45 суток, БУ-2500 –19 суток, бурение скважины проектной глубиной 3000-3200 м 1500-1600 м/ст.мес.), а окончание испытания приходится на конец декабря, что влечёт их переход на 2000 год: 1-Сармановская, 3-Среднепомутская, 545-Шишкъюганская, 460-Западно-Кульеганская, 31-Северо-Фобосская, 561-Мытаяхская, 12-Мултановская.

Наблюдается низкое качество работ:

Бурение с осложнениями и авариями скважин: 22-Котыгъеганской, 3-Лунг-Еганской, 500-Сыхтымской и 4-Приозёрной у ВНРЭ, 220-Каменной у ННРЭ. Некачественный цементаж и негерметичность эксплуатационных колонн: 170-Восточно-Сыхтымской, 104-Восточно-Юганской, 1-Ожерельной, аварии в процессе испытания: 763-Северо-Рогожниковской.

Возникает несколько проблемных вопросов:

1. Не отработан механизм отбора образцов керна, поверхностных проб флюидов, отправка их в лаборатории и своевременная их проплата.
2. Не соблюдается технология при работе с пластоиспытателем:
   • большие интервалы опробования (170-Восточно-Сыхтымская, захвачены Ю₀, Ю₁, Ю₂ – 2770-2912 м);
   • получение ФБР, вместо пластового флюида;
   • не ставится ЗПК (скв.482 Северо-Чистинная – МНГГ);
   • нет проверки тарировки глубинных и образцовых манометров – если они ещё есть у подрядчиков. Работают техническими.
3. Применение новых технологий как в бурении, так и в испытании (специальные растворы, химреагенты, долота, перфораторы усиленного действия, многоцикловые ИПГ, кислотные обработки, струйные насосы и другие) требует больших затрат, а средств не хватает.