2.2. Краткий анализ проектирования и разработки месторождения

Петровское месторождение находится в промышленной разработке около 50-ти лет.

В процессе развития системы разработки месторождения в проектных документах и на практике нашла отражение эволюция существующих в 1950-1960 годы взглядов на систему поддержания пластового давления от законтурного до приконтурного и разновидностей внутриконтурного заводнения, а также на эффективность объединения пластов в один эксплуатационный объект.

Ниже, в кратком изложении, приводятся история разработки, анализ выработки запасов и содержание проектных документов.

2.2.1. Пласт дi пашийского горизонта

В июле 1952 скважина глубокого разведочного бурения № 100 впервые вскрыла залежь пласта Д₁ и доказала промышленную нефтеносность девона. Первоначальный дебит скважины был равен 110 т/сут. через 8 м штуцер, при Р буф - 1,8 МПа и Р затр. - -2,15 МПа.

В 1955г. институт «Гипровостокнефть» составил первый проектный документ по Петровскому месторождению «Подсчет запасов нефти и газа (по состоянию на 1/Х-1955г.) и проект разработки Ивановского месторождения НПУ «Бугурусланнефть» (1). Выделен объект Д₀ + Д₁ (далее по тексту - объект Д₁).

К этому времени на месторождении было пробурено 20 разведочных скважин, из них: 4 скважины - на Сидоровском куполе, 5 скважин - на центральном участке и 11 скважин - на юго-восточном участке Ивановского купола. В работе рассмотрены два варианта разработки пласта Д_I: с поддержанием пластового давления и на естественном водонапорном режиме. Для внедрения рекомендовался вариант с закачкой воды через приконтурные нагнетательные скважины.

Проектировалась рядная сетка размещения добывающих скважин. На Сидоровском куполе и юго-восточном участке Ивановского купола расстояния между рядами и между скважинами в ряду приняты равными 400 м. На центральном участке Ивановского купола предлагалось расстояние между рядами -450 м, а между скважинами в ряду - 400 м. На Сидоровском куполе добывающие скважины размещались двумя рядами (проектировалось бурение 23 скважин), на центральном участке добывающие скважины предлагалось разместить тремя линейными рядами (проектировалось бурение 39 скважин), на юго-восточном участке добывающие скважины располагались тремя неполными линейными рядами (проектировалось бурение 24 скважин). Скважины размещались в зоне наибольших эффективных толщин пласта. Кроме того, в качестве добывающих предлагалось использовать шесть ранее пробуренных разведочных скважин: 100, 104, 106, 107, 108, 127.

Для поддержания пластового давления в работе (1) рекомендовалось пробурить 10 скважин, и, кроме того, использовать в качестве нагнетательных две разведочные скважины - 97 и 115. Из этого фонда 6 нагнетательных скважин размещалось на центральном участке и 4 - на юго-восточном участке Ивановского купола, а 2 скважины - на Сидоровском куполе. Всего для разработки пласта Д_I проектировалось использовать 94 добывающих, 12 нагнетательных, 7 наблюдательных и 4 пьезометрических скважины.

Хотя подсчет запасов нефти и план разбуривания залежи в работе (1) осуществлены по трем участкам, перспективный план добычи нефти составлен только в целом по пласту Д₁. План рассчитан на период 1955-1971 г. г. По нему предусматривалось окончить разбуривание проектного фонда в 1958 г. Проектная годовая добыча нефти постепенно возрастает до максимального значения 925 тыс. т в 1959г., держится один год на этом уровне, а затем начинает снижаться в связи с ростом обводненности.

В проекте разработки предусматривалось обеспечение 100% компенсации текущих отборов закачкой. Заводнение пласта Д_I планировалось начать в 1956 г. и постепенно довести закачку воды до 3200-3300 м³ в сутки в годы максимальной добычи жидкости (1959-1961г. г). Следовательно, через каждую нагнетательную скважину планировалось в среднем закачивать 270-280 м³/сутки.

В 1956 г. при рассмотрении работы (1) на Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений не был окончательно решен вопрос о необходимости и схеме заводнения. Было предложено начать бурение эксплуатационных скважин, а, в зависимости от дополнительных геологических данных, динамики пластового давления и отборов жидкости, через 2-3 года определить целесообразность применения заводнения.

НГДУ «Бугурусланнефть» в 1957 1959г. г. были внесены в проект разработки изменения. С целью более полного извлечения нефти в процессе разработки, на Сидоровском куполе был предложен 3-й ряд добывающих скважин. Эксплуатационное бурение на Сидоровском участке было начато с учетом этого изменения, но оказалось, что скважины третьего ряда попадают в водонефтяную часть залежи и при освоении дают обводненную нефть. Поэтому скважины этого ряда не были введены в эксплуатацию.

С 1956 г. по 1959 г. было пробурено значительное количество новых скважин, которые позволили уточнить геологическое строение площади и продуктивных горизонтов. Полученные промысловые данные по добывающим и наблюдательным скважинам позволили уточнить темп падения пластового давления, сделать выводы о режиме залежи, было проведено значительное количество промысловых исследований.

В 1959 г. Оренбургской комплексной лабораторией ВНИГНИ был выполнен анализ разработки пласта Д_I Петровского месторождения (2). Проведенный анализ подтвердил необходимость применения искусственного воздействия на пласт с целью интенсификации его разработки. Опыт освоения скважин внешних рядов, вскрывших водонефтяную зону на Сидоровском участке, показал, что эксплуатация скважин без проведения ремонтных работ по изоляции подошвенных вод нецелесообразна. Относительно небольшие размеры залежи по ширине приводят к тому, что скважины внешних рядов, попадающие в водо-нефтяную зону и вступающие в эксплуатацию уже обводненными, будут полностью обводнены в короткий срок и практически не дадут существенного прироста добычи нефти. Поэтому рекомендовалось прекратить бурение третьего ряда на Сидоровском куполе, что и было сделано.

В работе (2) предлагалось осуществлять дальнейшую разработку пласта Д_I 55-ю добывающими и 14 нагнетательными скважинами. Плотность сетки скважин на различных участках пласта различная. На центральном участке проектировалось разместить 25 добывающих скважин тремя рядами, расположенных по сетке 500м х 500м. На юго-восточном участке проектировалось 11 добывающих скважин: 7 скважин через 600 м - по центру структуры и 4 скважины - на крыльях. На Сидоровском куполе прелагалось пробурить дополнительно только 4 скважины, которые располагались по оси структуры в шахматном порядке. Проектировалось бурение двух разведочных скважин. Рекомендованный вариант разработки предусматривал систему законтурного заводнения. В год максимальной добычи нефти (3200 т/сут.) требовалось обеспечить закачку воды в размере 7000 м³/сут.

Дальнейшее разбуривание пласта Д_I и увеличение отбора жидкости без проведения работ по интенсификации системы ППД повлекло за собой значительное снижение пластового давления, в результате чего многие скважины прекратили фонтанирование. К концу 1961г. все скважины были переведены на глубинно-насосную эксплуатацию. Продолжительная закачка воды в законтурные нагнетательные скважины 60 и 117 Ивановского купола не давала эффекта и, несмотря на относительно невысокий отбор жидкости из пласта, пластовое давление продолжало снижаться.

Постоянство отбора жидкости в основном достигалось за счет применения высокопроизводительных ЭЦН, допусков приемов насосов на большую глубину и снижения забойного давления. На закачку воды в скважины 60, 117 и 107, освоенной в 1962г., реагировали лишь одиночные скважины. В основной части Ивановского купола эффект от заводнения оказался весьма незначительным. Вероятно, большая часть закачиваемой в эти скважины воды уходит в законтурную зону пласта. Поэтому в 1964-1965г.г. были освоены под закачку воды скважины 233, 307, 302, 309, 241, 310, 301 и 115. Однако приемистость скважин, расположенных за контуром или в приконтурной зоне, низка и составляла по большинству скважин 80-150 м³/сут., влияние от закачки испытывали лишь близрасположенные скважины. Вследствие этого пластовое давление на Ивановском куполе несколько стабилизировалось, оставаясь на большей части площади центрального участка очень низким.

Закачка воды на Сидоровском куполе начата только в 1963 г. освоением под нагнетание приконтурной скважины 119. В 1964 г. была начата закачка воды в скв.134, а в 1965 г. - в скв.305 и 130. В определенной мере это способствовало обеспечению равномерного охвата купола заводнением, а благодаря хорошим коллекторским свойствам пласта Д_I в приконтурной зоне, привело к заметному росту средневзвешенного пластового давления на Сидоровском куполе.

В 1967 г. институт «Гипровостокнефть» составил «Проект разработки» (4), в котором в ходе анализа предшествующей истории разработки пласта Д_I делается вывод об удовлетворительном состоянии выработки запасов на Сидоровском куполе и на юго-восточном участке Ивановского купола.

Систему разработки этих участков предлагается оставить без изменения. Система разработки центрального участка Ивановского купола признается низкоэффективной, требующей коренных изменений. Любое усовершенствование системы приконтурного заводнения в работе (4) считается бесперспективным по геологическим причинам. Наиболее приемлемым в данном случае может быть только применение внутриконтурного заводнения путем разрезания центрального участка одним рядом нагнетательных скважин. С этой целью под нагнетание намечалось перевести три добывающих скважины 229, 216, 205 и пробурить еще одну нагнетательную скважину 227. Давление на устьях нагнетательных скважин в разрезающем ряду планировалось держать на уровне 10,0-11,0 МПа. Кроме того, по пласту Д_I в работе (4) предусматривалось бурение 8 добывающих скважин: три - на Сидоровском куполе и пять - на Ивановском.

Перспективный план добычи был рассчитан до 1982 г. По нему предусматривался рост годовой добычи нефти до 855 тыс. т в 1969 г., вызванный ростом добычи жидкости за счет ввода новых добывающих скважин и интенсификации системы ППД. В последующем прогрессивный рост обводненности и выбытие добывающих скважин приводит к снижению годовой добычи нефти.

Исходя из опыта разработки пласта Д_I, рекомендовалось осуществлять закачку воды в приконтурные скважины в тех же объемах, что были фактически на момент составления работы (4) - 3140 м³/сут. Закачка же воды через разрезающий ряд планировалась в размере 800 м³/сут, исходя из средней приемистости одной скважины в 200 м³/сут. При этом, в случае резкого увеличения приемистости нагнетательных скважин до величин 400-450 м³/сут. за счет увеличения устьевого давления до 10-11 МПа, не исключалась возможность полного отказа от системы законтурного заводнения на центральном участке Ивановского купола. Однако в последующем мероприятия, предусмотренные в работе (4) по пласту Д_I, не были полностью выполнены: была освоена закачка воды в три внутриконтурные скважины, входящие в «разрезающий» нагнетательный ряд, но не была пробурена одна нагнетательная проектная скважина 227 в этом ряду; из восьми проектных добывающих скважин было пробурено только две и то на Сидоровском куполе, в то время как на Ивановском куполе необходимость в бурении дополнительных скважин более очевидна. Указанные причины во многом определили расхождение фактических и проектных показателей разработки пласта за период 1967-1971 г.: так и не был достигнут максимальный годовой уровень добычи нефти; значительно ниже проектных фактические годовые отборы нефти и жидкости; существенно меньше проектного уровня была годовая закачка воды.

Все это привело к необходимости выполнения очередного анализа разработки Ивановского месторождения (5), законченного институтом «Гипровостокнефть» в 1972 г. В нем, кроме анализа разработки пласта Д_I за период 1967-1971 г., были даны рекомендации по дальнейшей выработке запасов нефти, рассчитан перспективный план. Совершенствование системы заводнения предусматривало проведение следующих мероприятий:

- бурение нагнетательной скважины 227;

-освоение под нагнетание скважины 219;

- прекращение закачки в скважины 307, 117, 115, 106, 119, 130;

- ремонт нагнетательной скважины 233;

- возобновление закачки в скважины 134, 269.

В итоге нагнетательный фонд центрального участка Ивановского купола должен был состоять из 7 внутриконтурных (229, 216, 227, 233, 201, 219) и 1 приконтурной (302) скважин. Среднесуточная закачка воды на участке планировалось на уровне 1600 м³/сут., что компенсирует текущий отбор закачкой на 120 %. В дальнейшем, по мере роста пластового давления, планировалось снижение объемов закачки до 1400-1200 м³/сут. Общий объем закачки воды на Сидоровском куполе планировалось поддерживать на уровне 500 м³/сут. В целом по пласту Д₁ предусматривалось закачивать 2300-2400 м³/сут. с последующим уменьшением закачки до 2100 м³/сут.

В целях уплотнения сетки добывающих скважин, в работе (5) предусматривалось бурение на центральной части Ивановского купола шести скважин: 222, 223, 225, 212, 701, 702, одной скважины 221 - на восточной части этого купола. На Сидоровском куполе планировалось бурение скважины 226. Таким образом, на пласт Д_I предлагалось пробурить 9 дополнительных скважин, одна из которых нагнетательная. Рекомендованный к внедрению в работе (5) вариант разработки пласта Д_I предусматривал постепенное снижение годовой добычи нефти с 456 тыс. т в 1972 г. до 259 тыс. т - в 1985г. В то же время планировался некоторый рост добычи жидкости, вызванный бурением новых добывающих скважин и совершенствованием системы заводнения. Снижение добычи нефти объясняется планируемым ростом обводненности в пределах 4% в год в первые пять расчетных лет.

В ходе дальнейшей разработки пласта Д_I практически не были реализованы важнейшие из рекомендаций работы (5): не пробурены 8 проектных добывающих и 1 нагнетательная скважина, не освоена под нагнетание скважина 219. В результате динамика фактических показателей уже после 1973 г. оказалась хуже проектных. Обводненность добываемой жидкости оказалась выше, чем предусматривалось по проекту, а уровни добычи жидкости и нефти - ниже запланированных. Количество действующих добывающих скважин после 1973 г. непрерывно уменьшалось в результате отключения части обводнившихся скважин, в то время как по проекту фонд добывающих скважин должен был оставаться постоянным на уровне 38 скважин за счет бурения и ввода новых скважин. С 1976 г. наблюдается расхождение в уровнях закачки воды.

В итоге в 1977 г. институт «Гипровостокнефть» выполнил очередной анализ разработки Петровского месторождения (6). К этому времени из пласта Д_I было добыто 9077,8 тыс. т нефти, а текущая обводненность добываемой продукции составили 63%. Таким образом, по степени выработки извлекаемых запасов, а также по обводненности добываемой жидкости нефтяная залежь пласта Д₁ вступила в позднюю стадию разработки. И тем не менее, невыполнение НГДУ «Бугурусланефть» рекомендаций предшествующих проектных документов по разбуриванию Ивановского купола ставило под сомнение достоверность оперативно подсчитанных в работе (6) балансовых и извлекаемых запасов, а также привело к наличию больших зон пласта Д_I, еще слабо охваченных разработкой. Поэтому в анализе были даны рекомендации по дополнительному бурению 17 добывающих и 1 нагнетательной скважины, планировалось также бурение одной оценочной скважины.

В целях совершенствования системы заводнения предлагалось освоить под нагнетание 4 добывающих (255, 203, 271, 210) и две пьезометрических (266, 310) скважины. Основной объем рекомендаций относится к Ивановскому куполу, как наименее разбуренному.

Перспективный план добычи нефти был рассчитан до 1990 г. По нему годовая добыча нефти постепенно снижается с 190 тыс. т в 1978 г. до 144 тыс. т - в 1982 г. Затем, благодаря начавшемуся вводу новых добывающих скважин, добыча нефти должна постепенно возрасти до 165 тыс. т. в 1987-1988 г.г., с последующим снижением до 144 тыс. т в – 1990 г. В период роста годовой добычи нефти планировалось незначительное снижение обводненности добываемой продукции. Ввод новых добывающих скважин, а также интенсификация системы заводнения за счет увеличения числа внутриконтурных нагнетательных скважин должны по плану привести к росту годовой добычи жидкости с 603 тыс. т в 1978 г. до 765 тыс. т в – 1990 г. С целью обеспечения таких отборов жидкости, предусматривалось довести годовую закачку воды до 849 тыс. м³ в 1990 г. при постоянной компенсации текущих отборов на уровне 115:%.

В 1978 г. по заданию миннефтепрома институтом «Гипровостокнефть» был выполнен «Уточненный проект разработки Петровского месторождения» (7). Предложенный в нем вариант разработки пласта Д_I практически полностью повторяет рекомендации предыдущей работы (6). Только в перспективном плане добычи нефти внесены незначительные коррективы, связанные с уточнением средних дебитов проектных добывающих скважин.

В последующие пять лет реализации проектного документа (7) совпадение проектной с фактической годовой добычей нефти наблюдалось только в 1979г.

В 1980 г. фактическая добыча нефти несколько превышала проектную, а с1981 г. началось снижение и до 1983 г. фактическая добыча нефти была ниже проектной. Обводненность за рассматриваемый период оставалась ниже проектной на 4-6%. Намечавшийся в работе (7) ввод за счет бурения в 1982 г. одной, а в 1983 г. - четырех новых добывающих скважин не был реализован. Сопоставление проектных показателей добычи нефти из новых и переходящих скважин с фактической добычей позволяет считать основной причиной недостижения проектного уровня добычи нефти по пласту Д_I продолжающиеся срывы планов разбуривания залежи. В итоге наблюдается и расхождение фактического и проектного добывающего фонда. Закачка воды за пятилетие была постоянно ниже запроектированной, но текущая компенсация отборов закачкой на 16-20% превышала проектную, что объясняется меньшими фактическими уровнями добычи жидкости.

В 1984 г. институтом «Гипровостокнефть» было выполнено «Дополнение к уточненному проекту» (8), целью которого было уточнение системы разработки продуктивных пластов и расчет перспективного плана добычи нефти до 2010 г.

В этой работе рекомендовалось бурение 18 скважин:

16 добывающих,

1 нагнетательной,

1 оценочной.

На Сидоровском куполе охват залежи сеткой скважин был признан достаточно хорошим, бурение проектных скважин не предусматривалось.

На Ивановском куполе по центральному участку, являющемуся основным по величине запасов и по объему добычи нефти, отмечался низкий охват залежи сеткой скважин, а также недостаточная плотность сетки скважин в некоторых районах. На этом участке намечалось пробурить 10 добывающих, 1 нагнетательную и 1 оценочную скважины.

На восточном участке Ивановского купола рекомендовалось пробурить 1 добывающую скважину, на юго-восточном - 4 добывающих скважины. Бурение проектного фонда переносилось на период 1994-1997г. г., при этом сроки разбуривания определялись планами бурения объединения Оренбургнефть.

По перспективному плану работы (8) предусматривалось снижение годовой добычи нефти со 131 тыс. т в 1985 г. до 46 тыс. т в – 1994 г. Фонд добывающих скважин за этот срок должен был уменьшиться за счет выбытия обводнившихся скважин с 25 до 20. При разбуривании проектного фонда к 1998 г. предусматривался рост годовой добычи нефти до 82 тыс. т. Одновременно и годовая добыча жидкости должна была увеличиться с 330 тыс. т в 1994 г. до 387 тыс. т - в 1998 г. Бурение проектного добывающего фонда повлекло бы за собой снижение обводненности в этот период с 84,9 % до 78,8 %. Закачку воды планировали в объемах, обеспечивающих компенсацию текущих отборов закачкой на уровне 115%.

В 1989 г. институтом «Гипровостокнефть» выполнен анализ разработки Петровского месторождения (9). Выполненный анализ показал, что, начиная с 1986 г., фактическая годовая добыча нефти на 5-13 тыс. т превышала проектную. Это достигалось как за счет увеличения отбора жидкости, так и более благоприятной, начиная с 1987 г., динамики обводненности за счет прекращения эксплуатации или уменьшения отбора по высокообводненным скважинам. Выбытие добывающего фонда скважин в этом периоде несколько опережает проектное, в итоге в 1999 г. на пласт Д_I работало 19 добывающих скважин вместо 22 по проекту. Средний дебит скважин по нефти и жидкости также выше проектных значений, что авторы работы объясняют большими объемами закачки воды. Компенсация текущих отборов жидкости закачкой превышала проектный уровень, а в 1998 г. составила 136,9 %, накопленная компенсация - 111,1 %.

На 1. 01. 1989 г., т. е. на момент выполнения работы (9), годовая добыча нефти составила 109,4 тыс. т, жидкости - 362,6 тыс. т, обводненность - 69,8 %.

Для совершенствования системы разработки пласта Д_I в анализе предложено пробурить на Ивановском поднятии в качестве первоочередных оценочную скв. 701 и зависимые от нее скв. 226, 236 и впоследствии скв. 702, 289, 291, 280. На Сидоровском поднятии - скв. 611 и зависимую скв. 612.

Таковы основные этапы проектирования и практического развития систем разработки продуктивных пластов Петровского месторождения. Основным проектным документом, по которому в настоящее время осуществляется разработка месторождения (в том числе и залежей пласта Д_I), является работа института «Гипровостокнефть» - «Дополнение к уточненному проекту разработки» 1984 г. (8). Определенным ориентиром для разработки месторождения в целом на период до 2010 г. служат показатели, зафиксированные в работе «Анализ и технологические показатели разработки месторождений ОАО «Оренбургнефть» с прогнозом до 2010 г.»

По состоянию на 1. 01. 2000 г. из пласта Д_I пашийского горизонта извлечено 11529,3 тыс. т нефти, 21379,7 тыс. т жидкости. Текущая обводненность продукции составляет 81,16 %, текущий коэффициент извлечения равен 0,524. Фонд добывающих скважин составляет 18 единиц, нагнетательных - 7.

Анализ состояния разработки пласта Д_I показывает, что отдельные участки залежей на Сидоровском и Ивановском поднятиях разрабатываются с различной интенсивностью, что обусловлено геолого-промысловыми особенностями продуктивного пласта, а также степенью развития системы разработки. На Сидоровском поднятии для более объективной оценки коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов выделено 2 участка, на Ивановском поднятии -3.

Показатели разработки продуктивных пластов Д_I, Т_I, и Б₂ с начала эксплуатации приведены на рисунках 2.1-2.3 и в таблицах 2.5-2.7, 2.7а, 2.7б.

Ниже приводится краткая характеристика состояния разработки участков пласта Д_I.

На Сидоровском поднятии основным по запасам и добыче нефти является юго-восточный участок. Накопленная добыча нефти по участку составляет 4014,95 тыс. т при текущей обводненности продукции - 85-90 %. Достигнутый коэффициент нефтеотдачи равен 0,564. Разработка участка осуществляется 4-мя добывающими скважинами, нагнетание воды прекращено, т. к. накопленная компенсация составляет 104,8 %, пластовое давление последние 5 лет удерживается на одном и том же уровне: 25,6 - 25,4МПа (рис. 2.4, табл. 2.8).

Участок на Сидоровском поднятии в районе скв. 125 не разрабатывается из-за перевода скв. 125 на пласты Т_I и Б₂, накопленный отбор нефти равен 800 т.

Основным по запасам и добыче нефти на Ивановском поднятии является северо-западный участок. По состоянию на 1. 01. 2000 г. накопленная добыча нефти составила 6084,07 тыс. т, жидкости 9538,3 тыс. т, текущая обводненность равна 57,76 %, коэффициент нефтеотдачи - 0,547. Сравнительно низкая текущая обводненность продукции связана с отключением в 1996 и 1998 г. г. двух высокообводненных скважин. В настоящее время участок эксплуатируется 11 добывающими и 6 нагнетательными скважинами. Пластовое давление за счет ППД стабилизировано на уровне 25-26,3 МПа (рис. 2,5 и табл. 2.9).

По центральному участку Ивановского поднятия накопленная добыча нефти составляет 1408,86 тыс. т, жидкости - 3215,15 тыс. т. Текущая обводненность равна 87,81%, коэффициент нефтеотдачи - 0,527. Разработка участка ведется 3-мя добывающими и 1-ой нагнетательной скважинами. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 41,9 %, однако осуществляемый объем закачки воды позволяет в течение длительного времени поддерживать пластовое давление на постоянно уровне 25,8-26,3МПа. Это свидетельствует о достаточно активном воздействии на залежь законтурной системы пластовых вод (рис. 2.6, табл. 2.10).

Юго-Восточный участок в настоящее время не разрабатывается из-за ликвидации добывающей скважины 102, добыча нефти составляет всего 20,6 тыс. т.

В целом по Ивановскому поднятию из пласта Д_I извлечено 7513,54 тыс. т нефти, текущая обводненность равна 75,8 % (рис. 2.7, табл. 2.11).

В таблице 2.12 приведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки за период с 1989-1999 г. г. В течение практически всего рассматриваемого периода фактические показатели по добыче нефти превышали проектные. Только в 1997 году годовая добыча нефти стала меньше проектной и в 1999 году составила 47,6 тыс. т. против 78 тыс. т. Основной причиной невыполнения запланированных отборов является резкое несоответствие добывающего фонда скважин (18 скважин вместо проектных 35). По накопленной добыче нефти отмечается практически полное соответствие: проект – 11456 тыс. т, факт – 11529,3 тыс. т. Карта текущей разработки показана на прил.8, карта изобар – прил. 10.