БАВЛИНСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

располагается в юго-восточной части в пределах Бавлинского района, который на

юге граничит с Оренбургской областью, а на востоке – с Башкортостаном.
В целом, на территории Бавлинского месторождения выделяется пять структурно-морфологически обособленных участков: собственно Бавлинский (Основная залежь), Жмакинский, северо-восточный, Hoвo-Бавлинский и Крым-Сарайский.

– граница Татарстана; 3 - железные дороги; месторождения: I - Ромашкинское;

II -Сабанчинское; III - Бавлинское; IV -Алексеевское; V - Урус-Тамакское; VI -Фоминское; VII - Тат-Кандызское.

преимущественно пластово-сводовые и массивные
Коллекторами являются песчаники, аллевролиты и известняки
Наиболее продуктивен

пашийский горизонт на трех площадях Бавлинского месторождения - собственно Бавлинской, северо-восточной, Hoвo-Бавлинской
Коллектора там представлены песчаником и аллевролитом, залежи пластово-сводовые

собственно Бавлинской, северо-восточной, Hoвo-Бавлинской (рис.2).
В отложениях пашийского горизонта выделено шесть

залежей нефти, в целом оконтуренных изогипсой минус 1490 м и отличающихся по своим размерам и амплитуде.
Так, наиболее крупная из них собственно Бавлинская (Основная) пластово-сводовая залежь имеет размеры 10*15 км и высоту около 25 м.
Средняя абсолютная отметка ВНК залежи равна минус 1488,3 м. Средняя нефтенасыщенная толщина – 10,6 м.
Они характеризуются достаточной степенью однородности (коэффициент расчленнености составляет 2, коэффициент песчанистости – 0,853) и в среднем высокими значениями коллекторских свойств (пористость – 20,4%, проницаемость – 0,649 мкм2, нефтенасыщенность – 0,85).
Промышленная разработка Основной залежи началась в 1949 году с применением законтурного и приконтурного заводнения. К 1956 году залежь была в основном разбурена сеткой скважин 400х500м.

проведению на нем в течении 3-х десятилетий уникального промышленного эксперимента.

В 1957 году на Бавлинском месторождении начат масштабный эксперимент, целью которого являлось определение влияния плотности сетки скважин на конечную нефтеотдачу и сохранение объема добычи при остановке 50% действующего фонда. Было остановлено 65 фонтанных скважин, с суммарным дебитом ~5000 т/сут. Сохранение уровня добычи возможно было только при оптимизации фонда и увеличении объемов закачки.

показателями: анализ динамики добычи нефти показывает, что текущая годовая добыча

составляет около 2% от максимального уровня 3785 тыс.т, достигнутого в 1957 году, обводненность продукции в 2010 г. составила ~96,5%, дебит по нефти – 1,55 т/сут, по жидкости ~50 т/сут. За все время эксплуатации из Основной залежи отобрано ~64,5 млн.т. нефти.