пласт Північного блоку (інтервал перфорації 1316 - 1 336 м отн. відм.) в листопаді 2001 р з початковим дебітом 30 тис. м 3/добу. на штуцері 4 мм. Максимальна середньодобова дебіт дорівнює 44 тис. М 3/добу. в 2003 році при переході діаметра штуцера на 6 мм.
Свердловина № 16 Юл введена в розробку на XIII а пласт Північного блоку (інтервал перфорації +1283 - +1301 м отн. відм.) у грудні 2002 р з середньодобовим дебітом 24 тис. м 3/добу. на штуцері 6 мм, свердловина працює стабільно.
Свердловина № 14 Юл введена в експлуатацію на XII б пласт Північного блоку (інтервал перфорації тисяча двісті шістьдесят два - 1289 м отн. відм.) у грудні 2002 р з початковим середньодобовим дебітом 24 тис. м 3/добу. на штуцері 8 мм. За період розробки дебіт знизився, в результаті зміни штуцера з більшого діаметру на менший 4 мм.
XIII a пласт Золоторибного блоку.
Свердловина № 2 біс Зл введена в розробку на XIII а пласт Золоторибного блоку (інтервал перфорації +1380 - тисяча чотиреста один м отн. відм.) в 1997 р з середньодобовим дебітом 20 тис. м 3/добу. на штуцері 4 мм. Свердловина № 2 біс Зл розташована в газо-водяний зоні. У період з 1997-2000 рр. свердловина працювала з постійним дебітом 20 тис. м 3/добу. Середньодобовий дебіт знижувався поступово, по мірі надходження води в свердловину. На дату складання звіту склав 11 тис. М 3/добу., Тиск на гирлі знизилося з 10,4 до 4,6 МПа, враховуючи розташування свердловини, свердловина № 2 біс Зл обвідного, що і підтверджується розробкою.
Свердловини № 9 Зл і 10 Зл введені в розробку на XIII а пласт Золоторибного блоку (інтервал перфорації тисяча триста п'ятьдесят два - 1374 м отн. відм., +1324 - +1338 м отн. відм.) у грудні 2002 р з середньодобовим дебітом 28 - 26 тис. м 3/добу. на штуцері 8 - 6 мм. Зниження дебіту відбувається за рахунок зміни діаметра штуцера з більшого на менший.
XIII б пласт Золоторибного блоку.
Свердловина № 8 Зл введена в розробку на XIII б пласт Золоторибного блоку (інтервал перфорації тисяча триста п'ятьдесят-дев'ять - +1373 м отн. відм.) у грудні 2002 р початковим середньодобовим дебітом 26 тис. м 3/добу. на штуцері 6 мм.
Свердловина № 7 Зл введена в розробку на XIII б пласт Золоторибного блоку (інтервал перфорації тисяча триста п'ятьдесят сім - +1374 м отн. відм.) в січні 2003 р з середньодобовим дебітом 38 тис. м 3/добу. на штуцері 8 мм.
Початкові робочі дебіти експлуатаційних свердловин, що вводяться в 1993 р, були невисокими. Самая малодебітних вкв. 2 біс Зл (11 тис. М 3/сут.), В 2004 році вибула з діючого фонду зважаючи обводнення і переведена в спостереження. З найбільшими дебітами працюють вкв. 11 Юл, 13 Юл, 10 Зл (38 - 46 тис. М 3/сут.).
3.3.2 Характеристика технологічних показників розробки
За 12 років експлуатації родовища основний відбір газу вівся по 4 покладам X а, XI, XII і XIII горизонтів свердловинами №№ 1 Юл, 5А Юл, 11 Юл, 12 Юл, 13 Юл, 14 Юл, 16 Юл, 2 біс Зл, 7 Зл, 8 Зл, 9 Зл, 10 Зл.
На 1.01.05 рік відібрано 128 млн. м 3 газу, що складає 6,1% від початкових балансових запасів родовища і 8,2% від залучених (1557 млн. м 3) в розробку запасів газу , у тому числі 10 млн. м 3 газу - аварійні втрати при бурінні свердловини № 13 Юл (з VII горизонту). Родовище розробляється з відборами 1,5 - 24,7 млн. М 3 газу на рік, що відповідає темпам відборів 0,1 - 1,6%, коефіцієнт експлуатації змінюється від 0,422 до 0,654. Фонд свердловин в процесі розробки родовища змінюється від 2 до 10 свердловин.
Максимальна видобуток газу припадає на 2003 рік - 24,7 млн. м 3, при цьому фонд свердловин становив 10, середній дебіт однієї свердловини - 28 тис. м 3/добу. Середньорічний відбір в 2004 р склав 22200000. М 3. Зниження відборів газу пов'язане з обмеженням споживання газу.
З причини того, що раніше родовища Південно-Луговське і Золоторибное розглядалися як самостійними родовищами один від одного, провести зіставлення проектних і фактичних показників розробки немає можливості.
У межах Південно-Луговського родовища виділяють три блоки: Північний дренується вкв. №№ 1 Юл, 14 Юл, 11 Юл, 13 Юл, 16 Юл, Центральний - скв. № 5А Юл, 12 Юл, Золоторибний - скв. №№ 2 біс. Зл, 7 зл, 8 зл, 9 зл, 10 зл.
Нижче наводиться короткий аналіз розробки газових покладів.
Північний блок
Поклад X а пласта пластова, сводовая, тектонічно - екранована. Початкові запаси газу підраховані об'ємним методом затверджені в ЦКЗ (2003р.) Становлять 53 млн. М 3 категорії С 1. Глибина залягання покрівлі продуктивного пласта - 1045 м. Нижня межа газонасичення прийнята на відмітки (НГГ) - 1067...
