, середні величини дебіту свердловин на нафту і по рідини в ці роки (крім 1991) були нижче запроектованих. Дебіти нових свердловин горизонту АВ1-2 по нафті в перші роки були близькі до проектних і становили від 27 до 32 т/добу, але, починаючи з 1986 року, також виявлялися постійно нижче (16,6 - 22 т/добу). Фактична динаміка наростання обводнення продукції пластів АВ1-2 на початковій стадії виявилася більш сприятливою, ніж проектна. У той же час, обводненість по АВЗ практично з самого початку його експлуатації була високою і становила від 70 до 88%, тоді як за проектом на цей період передбачався поступовий ріст з 25 до 73 %. Протягом 1985-1991 рр. середня обводненість продукції горизонту АВ1-2 варіювала від 20,7% до 25,4% і в 1991 році склала 23,2%.
Створення системи підтримки пластового тиску відставало з погляду введення під закачування нових нагнітальних свердловин. Щорічно вводили всього від однієї четвертої до двох третин від запроектованого кількості нагнітальних свердловин, в результаті чого до кінця 1991 року під закачуванням перебувало всього 215 свердловин замість 282 за проектом (пласт АВ1-2). Незважаючи на це, обсяги закачування води в пласти горизонту АВ1-2 були постійно близькі до проектним або перевищували їх аж до 1991 року, коли ці показники практично зрівнялися на рівні близько 14,5 млн. М 3 на рік. Фактично середня прийомистість свердловин в перші роки в два з половиною рази перевищувала проектну і становила по пласту АВ1-2 в 1985 році 333 м 3/добу і в 1986 році - 272 м/сух. Надалі величина середньорічної прийомистості поступово знизилася до 216 м/сут. в 1991р. Згідно з останньою уточненою розбивці пластів АВ1-2 і АВЗ все нагнітальні свердловини виявилися освоєними в інтервалі пласта АВ1-2, тобто безпосередньо в пласт АВЗ закачування не було. Поточна і накопичена компенсація відбору рідини закачуванням в пластових умовах в 1991 році по горизонту АВ1-3 в цілому склала 119 і 120% відповідно.
До кінця 1991 року в цілому по горизонту АВ1-2 в експлуатаційному фонді значилося 1 416 видобувних і 215 нагнітальних свердловин. Накопичена видобуток нафти склав 29500000. Тонн. Накопичене Водонефтяной ставлення 0,3. У наступні 3 роки (1992 - 1994 рр.) Відбулося різке падіння видобутку нафти до 6140 тис. Т/рік у 1994р., Видобуток рідини підтримувалася на постійному рівні 10,2 - 13,0 млн. Т/рік. Головними причинами зниження відборів нафти були: більш низькі, ніж за проектом, дебіти свердловин по рідини (до 1991р.); наростання обводнення, яка досягла в 1994 році 43,4%; відставання в темпі введення нових свердловин з 1990р. і прискорене вибуття свердловин видобувного фонду. На кінець 1994 року загальний видобувний фонд склав 1 616 свердловин замість 1930 за проектом. Дебіти нових свердловин по нафті були до 1997р. постійно на 5 - 70% нижче запроектованих. Річний обсяг закачування води, що склав в 1992 році 14,9 млн. М 3, був різко знижений до 11,4 млн. М 3 в 1994 році (59% від проектного), що не компенсував відбору рідини в пластових умовах (поточна компенсація 91 %, накопичена 113,9%).
Потім, починаючи з 1994 року і до 1998 р, внаслідок нарощування видобувного фонду, збільшення обсягів нагнітання води та проведення геолого-технічних заходів відбори рідини постійно збільшувалися при більш інтенсивному наростанні обводнення. Наголошувалось зростання рівнів видобутку нафти з 6140 тис. Т в 1994 році до 6 848 тис. Т в 1998 році. У той же час, за низкою основних показників навіть проектні цифри, скориговані в бік зменшення Протоколом ЦКР 1995 р як правило, не виконувалися. Рівні видобутку нафти становили 95 - 97% від проектних, кількість введених нових видобувних свердловин - від 40% до 93%, обсяги нагнітання води становили в середньому 90%.
За 1998 рік за пласту АВ1-2 в цілому було видобуто 6848 тис. тонн нафти (96% від проекту) і 19352,7 тис.т. рідини. Річний темп відбору нафти склав 2.4% від початкових видобутих запасів (за проектом 3,1%. Протокол ЦКР +1954 від 01.12.95). Середньорічна обводненість продукції досягла 64,6% проти 56,8% за проектом (по АВЗ - 79,8% проти 87,9%). Обсяг закачування води - 18,966 млн.м 3/рік (88% від проектного), поточна компенсація відбору рідини закачуванням в пластових умовах - 90,2%.
У 1999 р були переглянуті і затверджені нові проектні показники до 2015р. (протоколи ЦКР №2462 від 27.10.99г. і №2401 від 26.08.99г.). Пласти АВ1-2 і АВЗ розглядалися в цих проектних документах як єдиний об'єкт. Фактичні рівні видобутку нафти протягом 1999-2001г.г. становили близько 94% проектних рівнів, і в 2001 р видобуток нафти склав 6465 тис.т. проти 6818 тис.т. по проекту. Річний видобуток рідини також перевищує проект. Перевищення фактичних показників над проектними обумовлено більш високою продуктивністю нових свердловин, ніж за проектом (2000-2001г.г.), Хоча введення нових видобувних свердловин в...
