Веякошорское месторождение.

Фонд скважин по Веякошорскому месторождению на 1.01.2003 года составил 17 скважин, из них действующий - 8 скважин, в бездействии - 1 скважина (№ 502) в консервации - 3 скважины, ликвидировано - 5 скважин.

В промышленном освоении в 2001 году находились две залежи нефти: в карбонатных отложениях С₂-С_З и терригенных P_1kg. По сакмарской (P₁s) и башкирской (С_Зb) залежам добыча нефти не производилась.

Добыча по месторождению велась из 8 скважин №№ 5, 58, 59, 501, 503, 504, 505, 508 и составила – 237 885 тонн.

Темпы отборов от начальных и текущих запасов соответственно равен 8,13 % и 11,38 %. Всего по месторождению отобрано 1 075 221 тонн нефти, что составляет 36,73 % от начальных утвержденных извлекаемых запасов. Среднесуточный дебит по месторождению составил 82,9 т/сут., фонтаном - 100,2 т/сут., ЭЦН – 28,8 т/сут.

По каменноугольной залежи добыча нефти в 2002 году составила 229353 тонны. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 8,96 %, текущих – 12,88 %. Обводненность в среднем за год составила 14,6 %, при этом для фонтанного фонда – 6,1 %, для механизированного (скв. № 501) – 68,4%,

Накопленная добыча по залежи составила 1008723 тонн, что составляет 39,4 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов. Среднесуточный дебит по залежи составил 91,4 тонн, для фонтанного фонда - 100,2 тонны, для механизированного – 34,5 тонны.

По кунгурской залежи добыча нефти в 2002 году составила 8532 тонны. Темп отбора от НИЗ по залежи составил 6,18 %, от текущих – 10,66 %. Обводненность на за год составила 1,5 %.

Накопленная добыча по залежи составила 66498 тонн, что составляет 48,19 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов. Среднесуточный дебит по залежи составил 23,6 т/сут.

В соответствии с утвержденным проектным документом разработка месторождения ведется на естественном режиме без ППД.

Салюкинское месторождение.

Разработка Салюкинского месторождения производится на основании «Проекта опытно-промышленной разработки» утвержденной в ЦКР Минэнерго РФ до 2000 года, протокол № 2137 от 03.04.1997 г. и продленной ТКР РК (Протокол № 188 от 27.11.02 г.) до принятия нового проектного документа.

В течение I-II-го кварталов 2003 года ожидается защита в ЦКР Минэнерго РФ и ГКЗ МПР РФ отчетов по ТЭО КИН и пересчету запасов. Утверждение проекта разработки ожидается в третьем квартале 2003 года.

Фонд скважин по Салюкинскому месторождению на 01.01.2003 года составил 61 скважину, из них в добывающем фонде: действующих - 23 скважин, в бездействующем – 3 скважины, в нагнетательном: действующих - 11 скважин, в бездействии - 1 скважина; в консервации - 9 скважин, 6 водозаборных, 2 контрольные, ликвидировано - 6 скважин.

В отчетном году на северном участке месторождения в разработке находились нефтяные залежи, приуроченные к трем карбонатным стратиграфическим комплексам: нижнепермская (отложения сакмаро-ассельского возраста), верхнекаменноугольная (отложения верхнего карбона) и среднекаменноугольная залежь (отложения московского яруса среднего карбона).

Добыча нефти по месторождению за 2002 год составила 121771 тонн. Темпы отбора от начальных и текущих извлекаемых запасов соответственно равны 1,23 % и 1,41 %. Обводненность по действующему фонду скважин на конец года составила 69,3 %.

Снижение добычи нефти по сравнению с 2001 годом составило 52659 тонн и связано это с выбытием из действующего фонда скважин в ППД, а также с продолжающимся ростом обводненности продукции. При сравнении проектных и фактических показателей следует отметить, что обводненность продукции месторождения искусственно завышена (в эксплуатации находятся скважины с обводненностью более 90 %) т.к. подтоварная вода используется в системе ППД, т.е. закачивается через нагнетательные скважины обратно в продуктивный пласт. Важным моментом при этом является контроль за распределением закачиваемой воды между поглощающими интервалами и регулирование этого процесса для более равномерной выработки запасов нефти по разрезу и площади.

Добыча с начала разработки по месторождению составляет – 1395131 тонну, что составляет 14,12 % от утвержденных и учтенных начальных извлекаемых запасов. Весь фонд скважин механизированный. Среднесуточный дебит скважин за год, в целом, составил 15,1 т/сут, при этом по переходящим скважинам - 14,8, по новым – 19,0 т/сут.

В 2002 году произведен ввод в ППД 4-х скважин, в т.ч. 2-х из добывающего фонда (№ 158, 2132) и 2-х из бурения (№№ 2111 и 2121), дополнительно к восьми уже находящимся в фонде нагнетательным скважинам. Закачка воды в 2002 году составила 472 969 м³, с начала разработки - 1 576 178 м³. Компенсация текущих отборов в целом по месторождению составила 113,3 %, накопленных – 55,8 %. В том числе по залежам:

Залежь	Добыча тонн				Закачка воды, тыс. м. куб.		Компенсация, %
	Годовая		Накопленная
	нефти	вода	нефти	вода	за год	накопл.	текущ.	накоп- ленная
P1as+sm	44350	2794	350112	12996	104060	326493	190,9	77,5
C3+С2m	77421	272571	1045019	1183449	333494	1140309	91,9	47,5
Общая	121771	275365	1395131	1196445	437554	1466829	95,7	50,6

В соответствии с производственной программой предприятия в отчетном году было продолжено эксплуатационное бурение на кусту № 4. Однако вследствие низкого пластового давления по залежи Р1as+sm возникли технологические осложнения при вскрытии нижележащих горизонтов. В этой связи бурение скважин на месторождении было приостановлено. Всего с начала года проходка составила 3,784 тыс. м. Закончено бурением 3 скважины, строительством 5 скважин.