Из скважин, относящихся к первой группе, увеличение содержания воды наблюдалось по следующим объектам: 34s2, 35, 62, 90. Наибольшее увеличение содержания воды наблюдалось в скважине 35. По сравнению с 2010 годом обводненность с 43 % увеличилась до 60 %. Добывающая скважина 35 расположена в непосредственной близости от линии нагнетательных скважин 67, 87 и 79. Обводнение скважины может происходить в основном через туровские слои елецкого горизонта (компонента 2.2.2.3). В данную компоненту во всех трёх близлежащих нагнетательных скважинах (67,87 и 79) осуществляется закачка воды. Обводненность продукции по скважине 35 напрямую зависит от объёмов нагнетания в соседствующие с ней скважины нагнетательного фонда. Так, если сравнивать объёмы нагнетания в скважины 79 и 87 в 2010 году и 2011, то в 2011 году объёмы нагнетания в данные скважины были увеличены: по скважине 79 с 11,280 тыс. м³ воды до 12,722 тыс. м³, по скважине 87 - с 11,090 тыс. м³ до 11,720 тыс. м³.

По добывающим скважинам, относящимся ко второй группе (скважины, работающие стабильно с безводной продукцией) в 2011 году выделяется добывающая скважина 88, в продукции которой в 2011 году отмечено появление воды. До начала 2011 года появление воды в продукции данной скважины было отмечено только в 1997, скважиной 88 было отобрано 229 т воды. В течение 2011 года обводненность по скважине 88 выросла с 7 % до 64 %, плотность воды при этом изменялась от 1,13 г/см³ до 1,2 г/см³. Добывающая скважина 88 также, как и скважина 35, расположена в непосредственной близости от ряда нагнетательных скважин 67, 87 и 79.

По скважинам третьей группы, основное увеличение содержания воды в продукции скважины, происходило по скважинам добывающего фонда 55 и 99.

В целом, анализируя работу скважин добывающего и нагнетательного фонда в 2011 году и сопоставляя поведение обводненности и объёмы нагнетания, среди скважин добывающего фонда выделяются 15 скважин, которые наиболее остро реагируют на изменение (уменьшение или увеличение) объёмов нагнетания. При увеличении объёмов нагнетания по данным скважинам наблюдается резкий рост обводненности добываемой продукции, при уменьшении объёмов нагнетания соответственно - снижение обводненности добываемой продукции.

Нагнетание воды в залежь нефти петриковско-задонского горизонта осуществляется в 10 нагнетательных скважин. С залежи нефти лебедянского горизонта с целью осуществления нагнетания в северной части межсолевой залежи переведена скважина 102 Давыдовская. Скважина введена под нагнетание в августе 2011 года с начальной приёмистостью 33,3 м³/сут. Объём закачки при этом составил 699 м³ в месяц. В октябре скважину перевели на МКНС. После перевода приёмистость по скважине увеличилась до 50 м³/сут. Объём закачки в месяц при этом составил порядка 1, 200 тыс. м³. Всего за 2011 год скважиной 102 Давыдовской закачано 5,040 тыс. м³ воды. Скважина 102 Давыдовская переводилась под нагнетание на межсолевую залежь нефти для поддержания пластового давления в районе добывающих скважин 33, 95, 83. Ввод скважины под нагнетание положительно отразился на поведении динамического уровня по скважинам 33 и 95. Уровни в данных скважинах в среднем восстановились на 100-200 м. О влиянии скважины 102 на добывающую судить достаточно сложно.

За 2011 год из межсолевой залежи нефти отобрано 76,970 тыс. т нефти, что на 3,855 тыс. т или 5 % больше запланированных норм отбора. Проектные уровни добычи за 2011 год также перевыполнены на 3,770 тыс. т или 5 %.

Средняя обводненность за 2011 год составила 23,8 %. С целью поддержания пластового давления в залежь нефти петриковско-задонского горизонта закачано 135,660 тыс. м³ воды. Компенсация отборов закачкой за 2011 год составила 97 %, накопленная компенсация с начала разработки - 87 %. По состоянию на 01.01.2012 года пластовое давление в контуре нефтеносности составляет 21,7 МПа.

По состоянию на 01.01.2013 года фонд добывающих скважин межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения составляет 36 скважин, что не соответствует проектному фонду - 40 скважин.

Из проектных решений не выполнено следующее:

не введены в эксплуатацию новые добывающие скважины 107 и второй ствол из скважины 69 - скважина 69s2.

По скважинам переходящего фонда, изменения, не предусмотренные в рамках дополнения к проекту разработки:

выбытие скважин добывающего фонда в 2012 году:

· выбытие из эксплуатации скважины 17 по техническим причинам;

· выбытие из эксплуатации скважины 82s2 по причине бурения скважины 82s3 с целью организации системы ППД;

· перевод скважины 56s2 Давыдовской на залежь нефти лебедянского горизонта, что не было предусмотрено дополнением к проекту разработки;

· перевод скважины 33 Давыдовской в ППД раньше предусмотренного дополнением к проекту разработки сроком (проект - 2017 год, факт - 04.2012 года);

ввод скважин добывающего фонда на залежь нефти петриковско-задонского горизонта, непредусмотренный дополнением к проекту разработки:

· бурение и ввод в эксплуатацию скважины 54s2 Давыдовской.

Нагнетательный фонд скважин по состоянию на 01.01.2013 года составляет 11 скважин, что соответствует проектному фонду скважин. Однако, несмотря на количественное соответствие, из проектных решений не выполнено следующее: не введена под нагнетание из бурения новая скважина 96 Давыдовская.

По состоянию на 01.01.2013:

· завершилось бурение одной добывающей субгоризонтальной скважины 94n и двух добывающих скважин 97 и 98;

· пробурен один боковой ствол скважины 54 и восстановлена скважина 68 коротким боковым стволом;

· пробурен третий ствол из скважины 82 с целью усиления системы ППД в центральной части межсолевой залежи Давыдовского месторождения.

Таким образом, действующий фонд скважин межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения в 2012 году увеличился на 3 новые добывающие скважины 94n, 98 и 109, также в эксплуатацию было введено 2 боковых ствола - скважины 54s2 и скважина 81s2 Давыдовские (по состоянию на 01.01.2013 скважина 81s2 находится в бездействующем фонде после попытки перевода скважины на залежь нефти лебедянского горизонта) и один короткий боковой ствол 68 k1. При этом из эксплуатации выбыли скважины 17, 68, 82s2, 56s2 и 33 Давыдовские. График движения фонда представлен на рис.2.11.

Все добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом, из них скважины 60, 68k1, 69, 80, 84, 89, 106 - ЭЦН, остальные - ШГН, исключение составляет новая добывающая скважина 94n, введенная в эксплуатацию фонтанным способом. По сравнению с 2011 годом количество скважин, работающих ЭЦН, увеличено на 6 единиц (скважины 60, 68k1, 69, 80, 84, 89) по данным скважинам наблюдается увеличение дебита нефти и соответственно объём годовой добычи превышает объём добычи в 2011 году. Параметры эксплуатации скважин до и после проведения по ним оптимизаций насосного оборудования сведены в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 Параметры эксплуатации скважин добывающего фонда 60, 80, 84 и 89 до и после проведённых по данным скважинам оптимизаций насосного оборудования

По скважинам, оборудованным ШГН, увеличение дебита нефти наблюдалось по следующим скважинам: 34s2, 57, 66, 83, 88, 91, 99, 108 и 121.

По 8 скважинам действующего добывающего фонда в течение отчетного периода по сравнению с 2011 годом наблюдается снижение дебита нефти (скважины 55, 58, 65s2, 86, 90, 93, 104, 9001). Основной причиной снижения является увеличение содержания воды в продукции скважин, расположенных в непосредственной близости от очагов нагнетания (скважины 55, 90, 93 и 104), а также скважины, эксплуатация которых сопровождается частыми технологическими обработками, которые способствуют увеличению содержания воды в продукции (скважина 9001).

В таблице 2.4 представлено распределение добывающего фонда скважин по дебитам нефти. Доля низкодебитного фонда (< 5 т/сут) составляет 25 % (9 скважин). Количество скважин, эксплуатирующих залежь нефти петриковско-задонского горизонта с дебитами от 5 до 10 т/сут, составило 14 скважин. Наблюдается увеличение скважин работающих с дебитами 10-20 т/сут: 2011 год - 3 скважины, 2012 год - 7 скважин. Также в течение отчетного периода на межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения за счет проведения оптимизаций увеличена доля высокодебитных скважин, работающих с дебитами более 20 т/сут с 1 скважины до 4.

Таблица 2.4 Распределение добывающего фонда скважин по дебитам нефти

дебит нефти, т/сут	номера скважин
до 5	16s2,34s2,55,57,65s2,86,90,81s2
от 5 до 10	69,83,84,85,93,95,99,104,112,124,109,68k1,35,9001
от 10 до 20	58,66,80,88,91,121,98
свыше 20	106,94n,89,60

По сравнению с 2011 годом в 2012 году увеличено и количество новых скважин введенных из бурения.

Так в феврале 2012 года в эксплуатацию на межсолевую залежь нефти Давыдовского месторождения введен второй ствол из скважины 81 скважина 81s2. Начальный дебит нефти по скважине составил 0,4 т/сут. Скважина эксплуатировалась в периодическом режиме и не отличалась высокой производительностью. Скважина 81s2 Давыдовская пробурена в северной части залежи нефти Давыдовского месторождения

В августе 2012 года было принято решение перевести скважину на залежь нефти лебедянского горизонта. Из межсолевой залежи за 2012 год отобрано 83 т нефти. По состоянию на 01.01.2013 года скважина 81s2 находится в бездействии.

В марте 2012 года в эксплуатацию на залежь нефти петриковско-задонского горизонта введена новая добывающая скважина 109 Давыдовская. Начальный дебит нефти по скважине составил 11 т/сут. Продукция скважины безводная. Проектный дебит нефти по скважине достигнут и объект признан эффективным. Средний дебит нефти по скважине за 2012 год составил 8,9 т/сут. Годовая добыча нефти - 2,524 тыс. т. Продукция безводная. По состоянию на 01.01.2013 года скважина эксплуатируется с дебитом 8,4 т/сут безводной нефти.

В июле 2012 года в эксплуатацию на межсолевую залежь нефти Давыдовского месторождения введен короткий боковой ствол из скважины 68 скважина 68k1. Скважина введена в эксплуатацию механизированным способом (ЭЦН5-80-2600) с начальным дебитом нефти 3,4 т/сут, при обводненности добываемой продукции 87 %, плотность 1,18 г/см³. Первые месяцы эксплуатации скважины сопровождаются высокой обводненностью добываемой продукции. По состоянию на 01.01.2013 года дебит нефти по скважине составил 16 т/сут при обводненности 65 %, плотность воды - 1,17 г/см³. Годовой отбор нефти по скважине 68k1 в 2012 году составил 1,711 тыс. т.

В августе 2012 года в эксплуатацию на межсолевую залежь нефти Давыдовского месторождения введена новая добывающая скважина 98 Давыдовская. Скважина 98 вступила в эксплуатацию с начальным дебитом нефти 9,4 т/сут безводной нефти, внедрена технология ОРЭ. В эксплуатацию одновременно на два горизонта (петриковско-задонский+лебедянский) скважина 98 введена 23.12.2012 года. Дебит нефти по межсолевой залежи за декабрь составил 8 т/сут безводной нефти. Суммарный дебит нефти по двум горизонтам - 20,3 т/сут.

Всего добывающей скважиной 98 Давыдовской за отчетный период из залежи нефти петрикоско-задонского горизонта добыто 468 т нефти.

В ноябре 2012 года на межсолевую залежь нефти Давыдовского месторождения вводят новую добывающую скважину 94n. Скважина вступила в эксплуатацию фонтанным способом с начальным дебитом 15,8 т/сут безводной нефти. За ноябрь-декабрь 2012 скважиной 94n отобрано 630 т безводной нефти.

24.12.2012 года в эксплуатацию на межсолевую залежь нефти Давыдовского месторождения введена скважина 54s2 Давыдовская. В декабре 2012 года скважина 54s2 отработала 5,6 сут, дебит по нефти составил 2,7 т/сут, обводненность продукции 32 %, плотностью 1,17 г/см3. За 5,6 сут скважиной отобрано 15 т нефти.

На рис.2.12. представлено распределение скважин добывающего фонда межсолевой залежи нефти по годовым отборам и по процентному содержанию воды в продукции скважин. Из рисунка видно, что основной объём добычи нефти сосредоточен в южной части залежи, где отбирается 53 % (51,529 тыс. т) от годовой добычи нефти в целом по межсолевой залежи нефти. Пять (66, 106, 80, 60, 89) из девяти скважин, годовые отборы которых превышаю 3,0 тыс. т также расположены в южной части залежи, причем 4 из них эксплуатируются с безводной продукцией (скважины 66, 80, 89 и 60).

Что касается содержания воды в продукции скважин добывающего фонда, то на межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения можно выделить три основных группы (распределение представлено на рис.2.12):

· первая - добывающие скважины, расположенные в зонах влияния нагнетательных скважин (в основном, в сводовой части залежи) с устойчивым наличием воды в добываемой продукции (источником поступления воды являются, как закачиваемые воды, так и пластовые, а также техническая вода, используемая для промывки скважин). Основная часть скважин первой группы сосредоточена в районе нагнетательных скважин 67, 87, 79 и 59 - скважины 88, 93, 86, 35,70, 68k1, 90 и 62 (рис.2.12). По большинству скважин данной группы в 2012 году наблюдался рост обводненности. Закачка воды на данном участке залежи осуществляется с 1980 года, зона в достаточной степени промытая и по окружающим скважинам добывающего фонда происходит естественный процесс обводнения.

· вторая - скважины, работающие стабильно с безводной продукцией. Ряд скважин расположенных в самой южной части залежи - скважины 109, 80, 60 и 89, а также скважина 66, расположенная в центральной части залежи, скважина 58 и 94n (северо-западная часть). В северо-восточной части залежи с безводной продукцией эксплуатируются три скважины: скважина 98, введенная в эксплуатацию в 2012 году, и скважины 55 и 57;

· третья - скважины с периодическим появлением воды в добываемой продукции. Причиной этому служит большое количество проводимых по скважинам технологических обработок (за 2012 год в залежь при проведении технологических обработок закачано 9,442 тыс. м³ технологической жидкости).

В таблице 2.5 представлено распределение добывающего фонда по обводненности добываемой продукции в отчетный период. С нулевой обводнённостью добываемой продукции работали 10 скважин (27 % действующего фонда).

Таблица 2.5 Распределение добывающего фонда скважин по обводнённости

обводненность, %	номера скважин
0	55,57,58,65s2.66.85.109.94n,98,81s2
0-5	60.80.84.95.124
5-20	16s2,91,99,104,121,112
20-50	69,88,106,108,9001
свыше 50	34s2,35,83,86,90,93,68k1

По сравнению с 2011 годом число скважин, работающих с безводной продукцией увеличилось и увеличение произошло за счет ввода в эксплуатацию новых безводных скважин. С обводненностью от 0 до 50 % - 11 скважин (30 %). По сравнению с 2011 годом увеличилось количество скважин работающих с обводненностью добываемой продукции более 50 %. Как уже описывалось выше, данные скважины в своем большинстве сосредоточены в районе нагнетательных скважин 67-87-79-59 и по ним происходит естественный рост увеличения содержания воды в продукции.

Помимо мероприятий описанных выше в 2012 году на межсолевой залежи нефти проведено 15 планово-предупредительных ремонтов насосного оборудования, 2 оптимизации - скважина 124 (смена НВ32/НВ38) и 9001 Давыдовские (смена НВ32/НВ38)), 1 смена числа качаний - скважина 108 с 4 на 6.

Разработка межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения осуществляется с системой ППД. По состоянию на 01.01.2013 года под нагнетанием находится 11 скважин. В отчетный период фонд нагнетательных скважин увеличился на 1 единицу. Под нагнетание в апреле переведена скважина 33 Давыдовская. Целью перевода скважины послужило усиление существующей системы ППД в северо-восточной части залежи.

Анализируя работу скважин добывающего и нагнетательного фонда и сопоставляя поведение обводненности и объёмы нагнетания, среди скважин добывающего фонда выделяются 15 скважин, которые наиболее остро реагируют на изменение (уменьшение или увеличение) объёмов нагнетания.

На рисунке 2.13. представлена схема основных взаимодействующих скважин. Как уже описывалось ранее, основные, реагирующие на изменение объёмов нагнетания, скважины сосредоточены в непосредственной близости от очагов нагнетания и в основном сосредоточены в центральной части залежи вблизи нагнетательных скважин 110, 63, 67 и 87, а также в северо-восточной части залежи - район нагнетательной скважины 111r.

Из рисунка 2.13. видно, что исходя из поведения обводненности скважин добывающего фонда, предполагалось, что большая часть закачиваемой для ППД воды от скважины 67 движется в северном направлении - район скважин 90, 62 и 88.

Трассирование подтвердило данное предположение. Особенности геологического строения залежи непосредственным образом сказываются и на поведении пластового давления в скважинах добывающего фонда и на характере обводнения скважин.

Так по добывающим скважинам, расположенным вблизи очагов нагнетания (центральная часть залежи), значения пластового давления как и содержание воды в продукции скважин по большинству скважин выше, нежели в скважинах, расположенных на более удаленном расстоянии от зон нагнетания (рис.2.14). Диапазон изменения пластового давления 10-31 МПа (пластовое давление в контуре нефтеносности: по состоянию на 01.01.2011 - 21,8 МПа, по состоянию на 01.07.2011 - 22,1 МПа, по состоянию на 01.01.2012 года - 21,7 МПа, по состоянию на 01.07.2012 - 21,5 МПа). Динамические уровни по скважинам добывающего фонда изменяются от 0 до 2000 м.

Всего за 2012 год из залежи нефти петриковско-задонского горизонта отобрано 96,579 тыс. т нефти, что на 10,829 тыс. т (13 %) превышает нормы отбора. За счет переходящего фонда скважин перевыполнение составило 7,396 тыс. т, на выполненные в 2012 году ГТМ - +6,368 тыс. т дополнительно добытой нефти. При этом по новым скважинам нормы отбора в 2012 году не выполнены на 2,935 тыс. т. Невыполнение норм связано с более низкой фактической производительностью скважин.

На рис.2.15. представлено распределение годовой добычи нефти межсолевой залежи нефти за счет переходящего фонда, геолого-технических мероприятий и новых скважин за последние три года.

Как видно из диаграммы, в последние годы разработки по залежи нефти петриковско-задонского горизонта наблюдается увеличение добычи нефти. Основное нарщивание объёмов добычи нефти происходит за счет проведения геолого-техничексих мероприятий. Причем если в 2010 и 2011 годах основной объём добычи нефти за счет ГТМ приходился на мероприятия, связанные с интенсификациями притоков скважин добывающего фонда (СКР, ГРП), то в 2012 году основной объём дополнительной добычи нефти получен за счет оптимизаций насосного оборудования. Мероприятия по интенсификации притока, такие как СКР и ГРП, проводятся на межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения с 2006 года.

Таким образом, объектов для проведения интенсификаций притока на межсолевой залежи нефти становится меньше. Риск роста обводненности увеличивается с каждым годом разработки залежи. В связи с этим мероприятия по оптимизации насосного оборудования в настоящее время являются более успешными и только в тех скважинах, которые расположены на удаленном расстоянии от очагов нагнетания или связь которых с нагнетательными скважинами в силу особенностей строения коллекторов межсолевой залежи нефти (низкие фильтрационные характеристики) затруднена.

Увеличение тепмов вырабоки приводит к росту годовой добычи. Так темп от НИЗ по межсолевой залежи нефти в последние годы разработки не превышал 2,2 %, в то время как в 2012 году составил 2,8 %. Увеличение производительности скважин переходящего фонда, ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин, всё это обуславливает увеличение отборов. Но в то же время приводит и к необходимости увеличения объёмов нагнетания с целью компенсации. Так за 2011 год в залежь нефти петриковско-задонского горизонта было закачано - 135,660 тыс. м3 воды, в 2012 году - 162,550 тыс. м³. Компенсация отборов закачкой за 2011 год составила 97 %, за 2012 год - 89 %. Учитывая тот факт, что количество скважин нагнетательно фонда было увеличено на 1 скважину (33).

Большинство скважин нагнетательного фонда эксплуатируются на пределе своих возможностей. И как показывает практика увеличение объёмов нагнетания приводит к росту обводненности скважин расположенных в непосредственной близости от очагов нагнетания. Среднегодовая обводненность по межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения в 2012 году составила 28 %, в то время как с 2000 года не превышала 23-25 %. Как уже описывалось выше, по скважинам, расположенным в непосредственной близости от линии нагнетания 67-87-79-59 наблюдается естественный рост содержания воды в продукции и любое увеличение объёмов нагнетания приведет к увеличению темпов роста обводненности и как правило сокращению времени эксплуатации добывающих скважин.

Существующая на залежи система поддержания пластового даления требует усиления. В связи с этим по ряду действующих скважин нагнетательного фонда проводят интенсифицирующие мероприятия.

Текущий КИН составляет 0,251 при проектном 0,380. От начальных извлекаемых запасов отобрано 66 %.

На 2013 год запланированы объёмы добычи нефти в количестве 103,778 тыс. т, добыча жидкости ожидается на уровне 151,549 тыс. т. При этом планируется что среднегодовая обводненность увеличится до 31 %, темп выработки от начальных извлекаемых запасов достигнет 3 %.

2.1.6 Залежь нефти лебедянского горизонта

Опытная эксплуатация лебедянской залежи начата в апреле 1970 года вводом скважины 1 в эксплуатацию. Начальное пластовое давление по скважине, замеренное при испытании в колонне, в пересчете на отметку ВНК (-2547 м) составило 30,9 МПа. Данная величина принята за начальное пластовое давление по залежи (рис.2.16.).

Скважина вступила в эксплуатацию фонтанным способом с начальным дебитом 76 т/сут безводной нефти. Первые месяцы эксплуатации сопровождались высокими отборами.

Отборы нефти в месяц превышали 1,5 тыс. т. Дебит при этом составлял 76-31 т/сут. Продукция скважины безводная. С такими показателями эксплуатация скважины продолжалась в течение первых шести месяцев. За это время было отобрано 8 тыс. т нефти.

К октябрю 1970 года дебит нефти снизился до 16 т/сут и на протяжении последующих пяти лет составлял 11-36 т/сут. Отборы нефти при этом составляли 340-1144 т. Эксплуатация скважины сопровождалась снижением пластового давления. За период фонтанной эксплуатации пластовое давление по скважине снизилось от начального (30,9 МПа) до 21,6 МПа. За это время было отобрано 48,083 тыс. т безводной продукции. Удельный отбор на единицу снижения пластового давления составил 5,2 тыс. т нефти.

В марте 1986 года на залежь нефти лебедянского горизонта переведена добывающая скважина 54. Начальное пластовое давление, замеренное в скважине при вводе, составило 21,7 МПа (рис.2.16.).

Скважина введена механизированным способом (ШГН) с начальным дебитом 13 т/сут безводной нефти. Механизированным способом скважина 54 отработала до сентября 1987 года, а затем была переведена на фонтанный способ эксплуатации. К тому времени на залежи нефти лебедянского горизонта была организована система поддержания пластового давления, что положительно сказалось на поведении пластового давления по добывающей скважине 54. Согласно замерам, производимым в скважине 54, пластовое давление восстановилось до начального (30,9 МПа) и даже превысило его.

С переводом скважины на фонтанный способ эксплуатации дебит нефти составил порядка 60 т/сут. За период фонтанной эксплуатации (09.1987-06.1990) скважиной 54 отобрано 26 тыс. т безводной продукции. При этом дебит нефти в среднем составлял 28 т/сут, пластовое давление удерживалось на уровне 25 МПа.

В период с апреля по октябрь 1990 года закачка воды в нагнетательную скважину 43 была остановлена, в это же время фонтанирование по скважине 54 затухает и дебит нефти снижается до 0,1 т/сут. Скважину 54 переводят на механизированный способ эксплуатации. Дебит нефти увеличивается до 10 т/сут, но при этом в скважине появляется вода 51 % при плотности 1,2 г/см³. По скважине начинается процесс устойчивого обводнения. Спустя два месяца после появления в скважине воды, её процентное содержание увеличивается до 80-90 %. С такой обводненностью и с дебитом 0,03-0,1 т/сут эксплуатация скважины 54 продолжается до марта 1992 года. Затем скважину переводят в консервацию, а в 1995 году ликвидируют по геологическим причинам. К этому времени скважиной 54 из залежи нефти лебедянского горизонта отобрано 34 тыс. т нефти и 1,1 тыс. т воды.

В 2004 году скважина 54 была восстановлена и вновь введена в эксплуатацию, как предполагалось с залежи нефти петриковско-задонского горизонта. Однако в процессе эксплуатации было установлено и подтверждено работай соседних добывающих скважин, что скважина 54 эксплуатировала залежь нефти лебедянского горизонта. В результате вся накопленная добыча нефти, начиная с 2004 года, была отнесена к залежи нефти лебедянского горизонта.

Скважина 54 вступила в эксплуатацию с дебитом нефти 1,5 т/сут при обводненности продукции 91 % (плотность воды 1,18 г/см³). Пластовое давление, замеренное в скважине при вводе, составило 19 МПа и соответствовало текущему давлению по залежи (рис.2.15.). С дебитом, не превышающим 1 т/сут и обводненностью более 90 %, эксплуатация скважины велась до марта 2006 года. В марте 2006 года по скважине был проведен ремонт по смене насоса, после чего дебит нефти увеличился до 7 т/сут. Обводненность снизилась до 30 %.

Дальнейшая эксплуатация скважины продолжалась с дебитом нефти 6-10 т/сут, при обводненности 10-40 %. Содержание воды в продукции напрямую зависело от объёмов закачиваемой в залежь воды с целью поддержания пластового давления.

В июне 2010 года обводненность по скважине 54 составила 98 % (плотность воды 1,21 г/см³). С предельной обводненностью эксплуатация скважины продолжалась до октября 2010 года. С октября скважина 54 находится в бездействии.

Таким образом, с начала разработки на залежи нефти лебедянского горизонта находилось 6 добывающих скважин (1, 54, 56, 92, 102 и 105). График движения фонда представлен на рисунке 2.17. а.

Начальный период разработки залежи характеризуется работой добывающей скважины 1. В период с апреля 1974 года по март 1986 скважина 1 эксплуатировала залежь нефти лебедянского горизонта на естественном режиме с падающей добычей.

Максимальный годовой отбор нефти достигнут в первый год эксплуатации скважиной 1 залежи нефти лебедянского горизонта и составил 9,506 тыс. т безводной нефти. В течение первых шести лет разработки добыча нефти поддерживалась на уровне 9,0-5,0 тыс. т в год. При этом пластовое давление снизилось от начального давления 30,9 МПа до 22 МПа. Удельный отбор на единицу снижения давления составил 5,4 тыс. т. Всего скважиной 1 отобрано 66 тыс. т нефти, что составляет 21 % от начальных извлекаемых запасов (314 тыс. т).

С целью восстановления энергетического состояния на залежи нефти лебедянского горизонта в мае 1987 года организовывается система поддержания пластового давления. К этому времени накопленный отбор нефти составляет 72, 190 тыс. т (рис.2.17. б).

Закачка воды была организована в скважину 43, которая пробурена в 1985 году в пределах контура нефтеносности. Скважина вводится под нагнетание с начальной приёмистостью 290 м³/сут. Первые месяцы осуществления на залежи нефти лебедянского горизонта закачки воды объёмы нагнетания значительно превышают отборы. Данный факт положительно сказывается на поведении пластового давления по добывающим скважинам.

За первый период осуществления закачки (май 1987 - декабрь 1987 г) в залежь лебедянского горизонта нефти было закачано 40,830 тыс. м³ воды, накопленная компенсация отборов закачкой составила 36 %. Спустя семь месяцев с момента организации на залежи нефти лебедянского горизонта системы поддержания пластового давления в продукции скважин добывающего фонда появляется вода. Первое появление воды отмечается в скважине 1 (рис.2.18.). Через четыре месяца после появления воды в продукции скважины 1 в эксплуатацию была введена добывающая скважина 105. Спустя 10 месяцев эксплуатации в продукции скважины появляется вода. В последнюю очередь вода появилась в скважине 54, которая по своему расположению наиболее удалена от нагнетательной скважины 43.

С организацией на залежи нефти лебедянского горизонта закачки и увеличения добывающего фонда скважин до трех единиц (скважины 1, 54 и 105) отборы нефти были увеличены (рис.2.17. б). В период с 1987 года по 1990 год отборы по залежи составляли 8-14 тыс. т нефти в год. Основной объём добычи в данный период обеспечивали добывающие скважины 54 и 105. Закачка воды осуществлялась в периодическом режиме. Объёмы закачки составляли 40-76 тыс. м³. При этом пластовое давление в залежи поддерживалось на уровне 24-28 МПа.

С начала 1990 года по залежи нефти лебедянского горизонта начинается процесс устойчивого обводнения. При этом накопленный объём закачанной в залежь воды составил 68 тыс. м³, при накопленной добыче нефти 106 тыс. т. Обводненность продукции быстрыми темпами достигла предельных значений. При обводненности продукции более 90 процентов и отборах 3-6 т в месяц разработка залежи продолжалась до марта 1992 года. С марта 1992 года залежь нефти лебедянского горизонта была переведена в консервацию (рис.2.16. а, 2.16. б). К этому времени отбор нефти из залежи составил 107,8 тыс. т, отбор воды - 5 тыс. т, накопленная закачка - 76,3 тыс. м³ воды.

Достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 0,123, при утвержденном - 0,350.

В марте 2001 года залежь нефти лебедянского горизонта была расконсервирована и вновь введена в разработку путем перевода в эксплуатацию с залежи нефти петриковско-задонского горизонта добывающей скважины 92. До января 2002 разработка залежи велась единственной добывающей скважиной, отбор нефти в среднем составлял 370 т в месяц. В январе 2002 добывающий фонд скважин составил 2 единицы. С залежи нефти петриковско-задонского горизонта была переведена добывающая скважина 56. Скважина 56 ввелась с обводненностью 86 % и плотностью воды 1,24 г/см³.

На рисунке 2.19. показаны показатели эксплуатации скважин добывающего фонда (обводненность, статический и динамический уровни, пластовое давление), начиная с 2004 года.

В 2004 году в добывающем и нагнетательном фонде скважин залежи нефти лебедянского горизонта произошли следующие изменения. В апреле 2004 года с залежи нефти петриковско-задонского горизонта переведена добывающая скважина 102, а в ноябре переведена на залежь нефти лебедянского горизонта скважина 54. В мае 2004 года с целью восстановления пластового давления в залежи была возобновлена закачка воды в нагнетательную скважину 43 (рис.2.19.). Восстановление закачки воды положительно сказалось на поведении пластового давления. Давление по добывающим скважинам восстановилось с 15,8 МПа до 16,3 МПа, согласно замерам, производимым в скважине 102, и с 16,4 до 18,8 МПа, согласно замерам, производимым в контрольной скважине 56. Объём закачанной воды при этом составил 3, 190 тыс. м³.

Однако организация закачки воды отрицательно отразилась на содержании воды в продукции скважин добывающего фонда. В первый же месяц осуществления закачки в продукции скважин 92 и 102 появляется вода, процентное содержание которой в процессе дальнейшей эксплуатации продолжает увеличиваться. Добывающая скважина 54 вступила в эксплуатацию уже после остановки закачки, при этом обводненность продукции составляла 98 %. По причине роста обводненности нагнетание воды в залежь было остановлено. При этом спустя пять месяцев обводненность по скважине 92 становится нулевой, а в добывающей скважине 102 снизилась с 46 % до 17 %, по скважине 54 снижение обводненности наблюдается лишь спустя год эксплуатации (рис.2.19.).

Учитывая то, каким образом осуществление закачки воды в нагнетательную скважину 43 отражается на показателях эксплуатации добывающих скважин, дальнейшая разработка залежи нефти лебедянского горизонта осуществлялась в периодическом режиме.

Так в 2007 году закачка воды в нагнетательную скважину 43 велась в течение двух месяцев (ноябрь, декабрь). За два месяца в скважину 43 закачано 4,153 тыс. м³.

В результате уровни по скважинам восстановились следующим образом:

по скважине 92 - с 1440 м до 940 м;

по скважине 102 - с 1390 м до 1030 м.

Пластовое давление, согласно замерам, производимым в контрольной скважине 56, восстановилось с 12,6 МПа до 13,5 МПа.

Обводненность продукции, после осуществления нагнетания воды, по скважинам 102 и 54 была увеличена до 90 %, по добывающей скважине 92 осталась на прежнем уровне - ноль процентов. Такое неравномерное увеличение содержания воды объясняется более близким расположением скважин 102 и 54 к нагнетательной скважине 43. В процессе дальнейшей разработки залежи, содержание воды было снижено (рис.2.19.).

В период с 2009 года по 2011 год нагнетание воды осуществлялось при остановленном добывающем фонде. Закачка воды в нагнетательную скважину 43 велась в течение 2 месяцев в начале 2009 и начале 2010 года. Такое ведение разработки залежи нефти положительно сказывается на энергетическом состоянии, что в свою очередь приводит к увеличению отборов нефти (рис.2.19.). Однако неравномерное ведение закачки привело к выводу ряда скважин добывающего фонда из эксплуатации по причине полного обводнения. Так по причине полного обводнения из эксплуатации в 2009 году выведена добывающая скважина 102, а в 2010 году добывающая скважина 54.

По состоянию на 01.01.2012 разработка залежи нефти лебедянского горизонта Давыдовского месторождения ведется единственной добывающей скважиной 92. Нагнетательная скважина 43 остановлена по технологии. Скважина 102 находится в контрольном фонде, скважина 54 в бездействующем фонде.

По состоянию на 01.01.2013 года фонд действующих добывающих скважин залежи нефти лебедянского горизонта составляет 3 скважины - 92, 56s2 и 98, что превышает проектный фонд скважин на 2 единицы. Нагнетательный фонд скважин соответствует проектному.

В 2012 году на залежь нефти лебедянского горизонта было введено 2 добывающих скважины. Скважина 56s2 Давыдовская введена в эксплуатацию в феврале 2012 года. Пластовое давление, замеренное в скважине при вводе, составило 16,25 МПа и соответствовало текущему давлению по залежи. Начальный дебит нефти по скважине 56s2 составил 7,8 т/сут при запланированном 3 т/сут. Объём дополнительной добычи нефти в 2012 году за счет перевода скважины на залежь нефти лебедянского горизонта составил 2,447 тыс. т.

С увеличением в июле 2012 года длины хода с 2,0 до 2,5 дебит нефти по скважине 56s2 Давыдовской увеличился до 8,5 т/сут. Добыча нефти в месяц составила 264 т безводной нефти.

По состоянию на 01.01.2013 года скважина 56s2 эксплуатируется с дебитом нефти 8,3 т/сут. Продукция скважины безводная. Добыча нефти в месяц 249 т.

В октябре 2012 года на залежь нефти лебедянского горизонта была введена добывающая скважина 98. Начальный дебит нефти при вводе в эксплуатацию составил 13 т/сут безводной нефти. Пластовое давление - 14,28 МПа и соответствовало текущему пластовому давлению по залежи. Коэффициент продуктивности - 3,73м3/ (сут*МПа).

По состоянию на 01.01.2013 года дебит нефти по залежи нефти лебедянского горизонта составляет 12,6 т/сут, продукция безводная. Всего за 2012 год скважиной из залежи нефти лебедянского горизонта отобрано 967 т нефти.

По состоянию на 01.01.2013 года скважина 81s2 отнесена к бездействующему фонду.

Таким образом, за 2012 год из залежи нефти лебедянского горизонта скважинами добывающего фонда отобрано 8, 208 тыс. т нефти, что на 3, 208 тыс. т или 64 % превышает нормы отбора на 2012 год. Залежь нефти лебедянского горизонта Давыдовского месторождения разрабатывается с системой поддержания пластового давления. Особенностью является её периодическая разработка. Закачка воды на залежи ведётся при остановленном добывающем фонде.

На рис.2.20. представлен график изменения показателей разработки залежи нефти лебедянского горизонта и изменение параметров эксплуатации скважин добывающего фонда при осуществлении разработки залежи в периодическом режиме.

Из графика, представленного на рис.2.20, четко видно, как изменяются показатели эксплуатации скважин добывающего фонда до и после периодов нагнетания, и как в целом это влияет на показатели разработки залежи нефти лебедянского горизонта.

С осуществлением отборов пластовое давление в залежи снижается (рис.2.20., поведение динамических уровней, давления по скважинам добывающего фонда). При осуществлении же закачки пластовое давление в залежи вновь восстанавливается и скважины добывающего фонда вводятся в эксплуатацию. Также необходимо отметить и тот факт, что немаловажным при осуществлении разработки залежи в периодическом режиме является равномерность осуществления закачки воды в скважину 43. Периоды нагнетания воды в залежь нефти лебедянского горизонта не отличаются длительностью, по сравнению с периодами отбора, и в большинстве своем составляют не более 2 месяцев. При этом объёмы закачиваемой воды достаточно велики (порядка 5000 м³, рис.2.20) и неравномерное распределение суточной закачки в последующем приводит к прорыву закачиваемой воды к забоям добывающих скважин и их преждевременному выбытию из эксплуатации.

Последний период осуществления нагнетания воды в залежь нефти лебедянского горизонта осуществлялся в 2010 году. Разработка залежи в то время осуществлялась двумя скважинами 54 и 92. В залежь было закачано 4,970 тыс. м³ воды, пластовое давление при этом восстановилось на 2,34 МПа по добывающей скважине 92, а по добывающей скважине 54 давление осталось на уровне 18 МПа. И как описывалось выше, скважина 54 при последующей эксплуатации выбыла из действующего фонда по причине полной обводненности продукции.

В эксплуатации осталась единственная добывающая скважина 92. На рис.2.21. представлен график поведения динамического и статического уровня по добывающей скважине 92 с 2004 года.

Из графика, представленного на рис.2.21. видно, что до середины 2011 года периоды восстановления и падения уровня в скважине 92 прослеживаются достаточно четко. С середины же 2011 года по скважине 92 наблюдается восстановления уровня и дальнейшее удержание его на глубине 1000-1100 м. С апреля 2012 года по скважине 92 наблюдалось снижение динамического уровня с 1000 м до 1200 м (сентябрь 2012 года). Пластовое давление, пересчитанное по уровню, за данный промежуток времени с 16,07 МПа снизилось до 14,84 МПа. Планировалось, что к декабрю 2012 года давление по скважине снизится до 14 МПа (учитывая тот факт, что отборы останутся на прежнем уровне - в среднем 400 т в месяц, и нагнетание в залежь осуществляться не будет).

Фактические отборы по скважине 92, как и планировалось, остались на уровне 400 т в месяц, закачка воды в нагнетательную скважину 43 не осуществлялась. Однако по скважине 92 за период сентябрь 2012 года - начало января 2013 года пластовое давление, пересчитанное по уровню, восстановилось с 14,84 МПа до 16,28 МПа. Динамический уровень перестал снижаться и удерживался на глубине 1200 м.

По скважине 56s2 Давыдовской динамический уровень при вводе в эксплуатацию составлял порядка 700-800 м с последующим снижением в течение 2012 года до 1400 м, причем с вводом в эксплуатацию скважины 98, и соответственно увеличением отборов в восточной части залежи, темп снижения увеличился (рис.2.20.).

По скважине 98 динамический уровень удерживался на глубине 1100-1200 м.

Что касается замеров пластового давления, то в добывающей скважине 56s2 давление за отчетный период снизилось на 0,34 МПа и составило 15,91 МПа, а по добывающей скважине 98 удерживалось на уровне 14,7 МПа.

Из всего вышесказанного, видно, что поведение динамического уровня и изменение значений пластового давления в скважине 92 Давыдовской не характерно для скважин добывающего фонда, эксплуатация которых осуществляется на залежах с периодическим режимом.

Из анализа поведения уровня по скважине 92, сопоставления его с поведением уровней в скважинах 98 и 56s2, а также учитывая поведение обводненности продукции в скважине 92 и утяжеления её по плотности (более подробно изменение обводненности по скважине описано в авторском надзоре за 2011 год), возникло предположение, что на залежь нефти лебедянского горизонта, а в частности на скважину 92, оказывается стороннее влияние.

В 2012 году поднимался вопрос о влиянии закачки воды, организованной в нагнетательную скважину 102 Давыдовскую, на межсолевую залежь нефти, и на залежь нефти лебедянского горизонта. Скважина 102 была введена под нагнетание в июле 2011 года (рис.2.21.).

По результатам трассирования, проведенного в марте 2012 года по скважине 102, в направлении скважины 92 движется 11 % от общего объёма закачиваемой в скважину 102 воды. Однако результаты радонового исследования, проведенные в скважине 102 в сентябре 2012 года, показали, что поступление жидкости выше верхних дыр перфорации отмечается только до глубины 2673 м - кровля дроздовских слоев елецкого горизонта.

Изменение же показателей эксплуатации скважины 92 в свою очередь опровергает результаты радонового исследования и указывает на наличие заколонного перетока в скважине 102 Давыдовской.

Накопленная добыча нефти по залежи лебедянского горизонта по состоянию на 01.01.2013 года составляет 178,909 тыс. т. или 57 % от НИЗ (314 тыс. т.). Текущий КИН равен 0, 199 при проектном 0,350. Остаточные извлекаемые запасы 135,091 тыс. т нефти. Накопленная закачка воды - 93,5 тыс. м³, накопленная компенсация - 34,1 %.

2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов

2.2.1 Залежь нефти саргаевского горизонта

По состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти саргаевского горизонта не разрабатывается. Всего из залежи отобрано 529 т нефти и 758 т жидкости. Темп отбора от НИЗ - 2,4 %, коэффициент нефтеизвлечения 0,005 (проектный - 0, 195).

2.2.2 Залежь нефти семилукского горизонта

Разработка залежи нефти семилукского горизонта ведется с декабря 1971 года. В пределах залежи семилукские отложения вскрыты скважинами 18, 36, 74, 75, 76, 77, 78 и 122. Разработка залежи нефти семилукского горизонта начата вводом в эксплуатацию добывающей скважины 18.

Рассмотрим начальный период разработки залежи нефти семилукского горизонта с 1972 по 1975 год и оценим начальные балансовые запасы с помощью метода материального баланса. За период с 1972 по 1975 год пластовое давление снизилось от начального 35,2 МПа до 26,9 МПа, при этом добыча нефти составила 13,7 тыс. т (рис.2.22.).

График зависимости сжимаемости нефти от давления представлен на рис.2.23.

Уравнение материального баланса (2.1) имеет следующий вид:

(2.1)

где:

Q - балансовые запасы нефти, тыс. т;

?Р - разность начального и текущего пластового давления, 2,7 МПа;

q - накопленная добыча нефти, 22,9 тыс. т;

в^{* -} эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы;

в^* = S_нЧ в_н + S_вЧ в_в + (1-m) /m Ч в_н,

где:

S_н - нефтенасыщенность - 0,75 доли ед;

S_в - водонасыщенность - 0,25 доли ед;

m - пористость - 0,07 доли ед;

в_н, в_в, в_п - коэффициент сжимаемости нефти, воды и породы, МПа^-1;

Для залежи нефти семилукского горизонта:

?Р - разность начального и текущего пластового давления, 8,29 МПа;

q - накопленная добыча нефти, 13,68 тыс. т;

S_н - нефтенасыщенность - 0,81 доли ед;

S_в - водонасыщенность - 0,19 доли ед;

m - пористость - 0,07 доли ед;

в^{* -} эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы, 25,53 Ч10^-4 МПа^-1;

Подставляя полученные значения в формулу 1, получаем величину начальных балансовых запасов нефти 0,64 Ч10⁶ т или 640 тыс. т. По состоянию на 01.01.2012 на балансе числятся начальные геологические запасы в количестве 618 тыс. т.

Практически вся залежь охвачена процессом выработки запасов, однако, высокая фильтрационная неоднородность при низких емкостно-фильтрационных свойствах пласта привели к опережающему обводнению фонда и не позволили оптимально выработать запасы семилукской залежи на режиме заводнения. Согласно данным месячного эксплутационного рапорта первое появление воды в продукции скважин добывающего фонда отмечено задолго до организации на залежи нефти семилукского горизонта системы поддержания пластового давления (рис.2.24.). Вода впервые появилась в скважине 36. Отбор к этому времени составил 17 тыс. т безводной продукции. Второй скважиной, в которой была получена вода, является скважина 74, пробуренная в приконтурной зоне. Как видно из графика 2.21 механизм заводнения залежи нефти семилукского горизонта имеет сложный характер. Нельзя исключать вероятность того, что опережающее продвижение воды происходило по отдельным трещинам, что в свою очередь не способствует полному охвату залежи заводнением и эффективному вытеснению нефти водой.

О характере выработки запасов залежи нефти семилукского горизонта по площади можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам добывающего фонда по состоянию на 01.01.2011 года (таблица 2.6):

Таблица 2.6 Распределение суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам добывающего фонда залежи нефти семилукского горизонта

Скважина	накопленная добыча нефти, т	накопленная добыча жидкости, т	Процент от общей добычи нефти
№ 18	19 756	23 559	19.7
№ 36	10 345	10 680	10.3
№ 74	51	523	0.1
№ 75	22 620	22 729	22.6
№ 76	4 893	4 893	4.9
№ 77	7 783	7 886	7.8
№ 78	28 590	29 496	28.5
№ 122	6 162	13 493	6.1

Карта накопленных отборов по скважинам добывающего фонда приведены на рис.2.25.

Как видно из таблицы и карт наиболее выработанной является юго-восточная часть залежи, где и в настоящее время ведутся отборы, основной объём добытой продукции обеспечили скважины 18, 75 и 122. Отбор по данным скважинам составляет 71 % от накопленной добычи в целом по залежи.

По состоянию на 01.01.2013 разработка залежи ведется с помощью двух добывающих скважин 18 и 122, расположенных в юго-восточной части залежи, без системы поддержания пластового давления.

2.2.3 Залежь нефти воронежского горизонта

Разработка залежи нефти воронежского горизонта ведется с сентября 1973 года.

По состоянию на 01.01.2013 накопленный отбор нефти 193,348 тыс. т нефти или 86 % от начальных извлекаемых запасов (224 тыс. т). Остаточные извлекаемые запасы нефти - 30,652 тыс. т. Удельные остаточные запасы на 1 скважину добывающего фонда - 10,2 тыс. т. Текущий КИН 0,293 при проектном 0,340.

В пределах залежи воронежские отложения вскрыты скважинами 15, 18, 36, 74, 75, 76, 77, 78, 80, 122. В эксплуатации на залежи находилось 5 скважин - скважины 18, 76, 75, 78 и 77.

Длительное время выработка запасов залежи нефти воронежского горизонта осуществлялась единственной добывающей скважиной 18. Скважиной 18 при вводе в эксплуатацию были вовлечены в разработку как птичские слои воронежского горизонта, так и стреличевские. Выработка запасов одновременно птичских и стреличевских слоев велась до декабря 1994 года. Затем по скважине 18 проводят отсечение нижней перфорированной мощности (стрелические слои) и согласно ПГИ от февраля 1995 года скважиной 18 эксплуатировались только птичские слои воронежского горизонта.

Всего скважиной 18 отобрано 116,094 тыс. т нефти, что составляет 62 % от накопленной добычи залежи нефти воронежского горизонта.

В добывающей скважине 76 при вводе в эксплуатацию в выработку запасов были вовлечены птические слои и верхняя часть стреличевских слоёв воронежского горизонта. За весь период эксплуатации скважиной 76 залежи нефти воронежского горизонта в скважине выполнялось несколько переходов по разрезу.

Добывающей скважиной 75 в выработку запасов была вовлечена как верхняя, так и нижняя часть воронежского горизонта.

Из всего вышесказанного, следует вывод, что основная выработка запасов происходила в птичских слоях воронежского горизонта. Анализируя поведение обводненности скважин добывающего фонда следует так же предположить, что стреличевские слои в большей степени промыты и являются основным источником поступления воды в продукцию скважин добывающего фонда, что подтверждается и результатами ПГИ, проводимых в скважинах 18 и 76.

Впервые вода в продукции скважин добывающего фонда появилась задолго до организации на залежи нефти системы поддержания пластового давления.

О характере выработки запасов залежи нефти воронежского горизонта по площади можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам добывающего фонда по состоянию на 01.01.2013 года (таблица 2.7).

Таблица 2.7 Распределение суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам добывающего фонда воронежской залежи нефти

Скважина	накопленная добыча нефти, т	накопленная добыча жидкости, т	Процент от общей добычи нефти
№ 18	116 094	132 186	62
№ 75	35 342	40 501	19
№ 76	3 666	19 747	2
№ 77	709	861	0,4
№ 78	31 746	32 263	17

Как видно из таблицы, наиболее выработанной является юго-восточная часть залежи и центральный район, где расположена добывающая скважина 18.

По состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти воронежского горизонта разрабатывается 3 добывающими скважинами 75, 77 и 78. Нагнетательная скважина 74 остановлена с июля 2011 года. Причиной остановки послужило резкое увеличение содержания воды в продукции скважин добывающего фонда.

Основной объём отбираемой продукции обеспечивается скважинами 75 и 78, расположенными на юго-востоке залежи, нагнетание воды осуществляется в северо-западную часть залежи.

2.2.4 Залежь нефти петриковско-задонского горизонта

Разработка залежи нефти петриковско-задонского горизонта начата в 1971 году.

По состоянию на 01.01.2013 года в действующем добывающем фонде межсолевой залежи нефти находится 36 скважин.

В истории разработки залежи выделяются два основных периода разбуривания. (рис.2.26.). Первый период разбуривания залежи был начат в 1975 году. С 1975 по 1985 годы на залежи нефти петриковско-задонского горизонта было пробурено 23 добывающие скважины.

Разбуривание в основном велось в центральной части залежи. Начальный период (1971-1976 гг.) характеризуется вовлечением в разработку дроздовских слоёв елецкого горизонта и верхней части туровских слоёв (компонента 2.2.2.3). Только в разрезе скважины 2 выработка велась, как и с туровских, так и с дроздовских слоёв елецкого горизонта (рис.2.26). При дальнейшем вводе добывающих скважин в эксплуатацию в выработку запасов межсолевой залежи Давыдовского месторождения были вовлечены петриковский горизонт (скважины 54, 57, 67 (верхняя часть, компонента 2.1.1)) и туровские слои елецкого горизонта (скважины 63,62,64,61,35,60,69). В 1980 году с вводом в эксплуатацию скважины 68 в выработку запасов были вовлечены тремлянские слои задонского горизонта.