Месторождение Аглосское

Геологический разрез осадочной толщи месторождения до глубины 2900 м представлен архейскими, палеозойскими и мезо-кайнозойскими отложениями. 

В региональном тектоническом отношении Аглосская площадь приурочена к северо-западному борту Бузулукской впадины, в зоне постепенного её перехода в Жигулёвский свод. Оба названных тектонических элемента относятся к структурам 1-го порядка. Продуктивные отложения Аглосского месторождения вскрыты всеми скважинами и распространены по площади повсеместно. 

На месторождении выделено четыре продуктивных горизонта – пласты А4, Б2, В1 и Д3бур. Залежь пласта Б2 неполнопластовая и сложена терригенными породами, по остальным пластам залежи нефти относятся к массивному типу и сложены карбонатными породами. Пористость пластов изменяется от 9% (пласты В1, Д3бур) до 20-22% (пласты А4, Б2). Начальная нефтенасыщенность по пластам составляет 75-85%. Фильтрационная характеристика пластов А4 и Б2 высока, проницаемость по пластам составляет 0,606 и 1,744 мкм2 соответственно. Пласты В1 и Д3бур обладают пониженной проницаемостью – 0,01 и 0,024 мкм2 соответственно. Плотность пластовой нефти по пластам изменяется в диапазоне 790-839 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 2,62-6,53 МПа, динамическая вязкость пластовой нефти – 2,6-5,6мПа•с. 

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти по пластам находится в пределах 833-891 кг/м3, газовый фактор – 8,19-40,3 м3/т. 

По товарной характеристике нефти сернистые (массовое содержание серы 1,33-1,54%), смолистые (4,22-9,5%), парафинистые (3,64-4,40%). Согласно гидродинамической и гидрохимической зональности воды месторождения относятся к зоне застойного режима. 

По химическому составу, согласно классификации В.А. Сулина, принадлежат к хлоридно-кальциевому типу. 

В 1986 г. двумя скважинами отобрано наибольшее количество нефти за год – 15,5 тыс.т, что составляет 2,1% от НИЗ. Добыча жидкости составила 29,5 тыс.т, среднегодовая обводненность 47,4%. 

В последующем, из-за обводнения скважин годовые отборы нефти снижались. Кроме того, из-за порывов магистральных трубопроводов с февраля 1995 г. до декабря 1999 г., а также остановки скважин в период 2002-2004 гг., месторождение не эксплуатировалось. С 2012 г. наблюдается рост в добыче нефти и жидкости за счет бурения и ввода новых скважин. В период 2011-2015 гг. максимальный отбор нефти был получен в 2014 г. на уровне 6,3 тыс.т нефти (0,8% от НИЗ) и 48,75 тыс.т жидкости за год. Среднегодовая обводненность при этом составила 87,0%. В 2015 г. по месторождению отобрано 5,756 тыс.т нефти (0,8% от НИЗ) и 70,041 тыс.т жидкости при среднегодовой обводненности 91,8%. Фонд добывающих скважин составил пять единиц. Дебиты нефти составляли 3,2 т/сут по нефти и 38,8 т/сут по жидкости. 

По состоянию на 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти - 81,094 тыс.т, жидкости - 323,756 тыс.т.