Грачевское нефтяное месторождение расположено в Мелеузовском районе, в 15-ти км севернее районного центра г. Мелеуза и в 44-х км южнее г. Ишимбая республики Башкортостан Российской Федерации и относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Район экономически освоен и населен. Ближайшими железнодорожными станциями являются г. Мелеуз и п. Зирган (18 км севернее). В 10-ти км от месторождения проходит шоссейная дорого Уфа – Оренбург. Месторождение обустроено линиями электропередач, нефтепроводами, газопроводами. Нефтеперерабатывающие заводы находятся в г. Ишимбай и г. Салават (44 и 30 км севернее месторождения соответственно).

Разработка Грачевского месторождения осуществляется НГДУ «Ишимбайнефть» с 1958 по 1982 год на естественном режиме истощения и с 1983 года по настоящее время - с применением метода газового воздействия на пласт. Для нагнетания в рифовую залежь газа старый фонд скважин с открытым стволом ликвидирован (42 скв.) и к 1986 г пробурен новый фонд скважин (36 добывающих и 6 нагнетательных), оборудованных от башмака да устья обсадными колоннами.

Добываемая нефть поступает на переработку на ОАО «СНОС»-завод НПЗ, расположенный в 35км севернее месторождения. Большая часть добываемого газа направляется на Кумертаускую ТЭЦ, меньшая - используется на собственные нужды (сжигается в котельных Казановской и Введеновской КС и в печах установок подготовки нефти).

Грачевское нефтяное месторождение входит в группу месторождений рифогенного типа (Введеновское, Старо-Казанковское, Тереклинское, Ишимбайское и др.) приуроченных к западному борту Предуральского прогиба. Прогиб выполнен мощной толщей осадочных пород от рифейского до верхнепалеозойского возраста. Верхняя часть осадочного чехла изучена наиболее полно в связи с поисково-разведочными работами на пермокаменноугольные отложения, содержащие промышленные скопления нефти в описываемом районе.

На дневную поверхность в пределах Грачевского месторождения выходят отложения верхнего отдела пермской (уфимский ярус) системы, перекрытые на большей части площади незначительным по толщине чехлом четвертичных отложении. Наиболее древними осадками, вскрытыми по Грачевской структуре, являются породы ассельского яруса нижнего отдела пермской системы.

Грачевский рифовый массив формировался с начала пермского периода в условиях опускания западного борта Предуральского предгорного прогиба и сопредельных участков восточного борта Русской платформы. Морфологически он представляет собой одиночный рифовый массив куполовидной формы, несколько вытянутой с юго-востока на северо-запад. Наиболее высокое залегание поверхности рифа вскрыто в скв № 617 на глубине 943 м. В целом, глубина залегания поверхности массива превышает 1000 м. По изогипсе – 1250 м риф характеризуется размерами 1,9 х 1,4 км. Крутизна склонов массива изменяется от 250 до 590.

По поверхности отдельных стратиграфических горизонтов массив имеет незначительно изменяющуюся конфигурацию округлого выступа с плоской вершиной и крутыми склонами. Максимальные мощности горизонта приурочены к срединным частям массива, в сторону склонов они сокращаются. На отдельных участках отсутствуют отложения тастубского горизонта (скв. № 550, 561, 614), а на крутых склонах массива отсутствуют отложения стерлитамакского горизонта.

Особенностью Грачевского рифа является горизонтальное или близкое к нему залегание стратиграфических горизонтов в срединных частях массива. Наблюдается также увеличение углов наклона горизонтов снизу вверх по разрезу и к краевым частям рифа. Грачевский массив сформировался полностью в начале артинского времени. Артинские отложения прослежены только в срединной части массива (бурцевский горизонт).

В вышележащих отложениях риф не находит своего отражения - по кровле кунгурского яруса наблюдается моноклинальное падение. В отложениях кунгурского яруса проявляется соляная тектоника выражающаяся в пластическом перемещении масс каменной соли.
В целом, для отложений верхнего отдела перми характерно моноклинальное залегание.

Грачевское месторождение приурочено к погребенному рифогенному массиву, что определяет как типы коллекторов, так и особенности залегания продуктивных горизонтов.

Промышленная нефтеносность приурочена к толще нижнепермских карбонатов. В кровле эти отложения, образующие куполообразный рифовый массив, перекрываются мощной галогенной толщей осадков кунгурского яруса. Для прикровленной части рифа характерны плотные сульфатазируощие известняки и доломиты.

Анализ промыслово-геологического и геофизического комплекса исследований позволяет выделить в рифовом массиве три резко различающихся по характеру насыщенности зоны: нефтенасыщенная, зона окисленной нефти и водонасыщенная.

Подстилающая залежь водоносной части разреза вскрыта лишь одними разведочными и оценочными скважинами. Между нефтеносной и водоносной частями залегает непроницаемая ЗОН толщиной от 20 до 30 м и более. Толщина ЗОН увеличивается за контуром распространения подошвенной нефти. Кровля ЗОН для Грачевского месторождения принимается за условный водонефтяной контакт. Глубина ВНК равна 1500 м.

В целом, отмечается улучшение коллекторских свойств сверху вниз по разрезу. Наилучшие коллекторские свойства отмечены в отложениях тастубского горизонта и верхней части ассельского яруса, что обусловлено, увеличением первичной пористости за счет повышенной доломитизации, характерной для данных горизон-тов. В отложениях тастубского горизонта (данные по скв №616) доля доломитов и доломитизированных известняков достигает 53%, а доля пород с вторичной пористостью составляет 19% от общей толщины, и 35% от толщины доломитов и доломитизированных известняков.
Участки уплотненных пород характерны для кровельной крае-вой части, в пористых - для центральной части рифа, они представлены в виде линз «столбов» - линз значительной мощности, ограниченных по площади развития, а на склонах - в виде
отдельных линзовидных пропластков. Карбонатные породы рифовых массивов подразделены на пять групп.

Комплектованием промысловых, геолого-физических исследований и анализов керна нижний предел пористости определен равным 8%. Образцы пород с пористостью насыщения более 8-9% на Грачевском месторождении являются промышленно-нефтеносными. Средняя пористость для пород с пористостью 8% составила 17,1%, а проницаемость - 0.067 мкм². Соответственно, для пород с пористостью 8-15% средняя пористость равна 11,6%, при проницаемости равной 0,0196 %, для пород с пористостью 15-20% - 17,5% и 0,0546 мкм² для пород с пористостью долее 20% - 24,5% и 0.121 мкм²

Нефть Грачевского месторождения относится к легким парафинистым сернистым. Содержание легких фракций от начала кипения до 300 С колеблется от 41,4 – 48,9%, в среднем 45%. Относительный удельный вес попутного газа в среднем равен 1,09.

Содержание сероворода до 0.8%, азота от 5,6 до 7,1% по объему углекислого газа до 2,5%. Попутный газ относится к жирным. Он содержит до 50% метана (по объему) и значительный про-цент высших углеводородов. Подошвенная вода высокой минерализации, хлор-кальциевого типа с содержанием солей до 200 г/л.

Грачевское месторождение нефти открыто в 1957 г. Располо-жено на западном борту Вельской впадины. Залежь нефти приурочена к одиночному сакмароартинскому рифу. Размеры рифа 1,9x14 км.

На начальном этапе разработки Грачевского месторождения пробурено 51 скважина (15 разведочных, 4 оценочных, остальные эксплуатационные). Из них 9 скважин ликвидировано. Разработка ведется с 1958 г. ОАО «Башнефть». Размеры залежи 1,2 x 1,6км. Первоначально на площади 200x200 м было пробурено 40 скважин в режиме растворенного газа.

За весь период разработки Грачевского месторождения (ввод в эксплуатацию в 1958 г.) отобрано 3392 тыс. т нефти (27,3% от балансовых запасов) и 4030.6 тыс. т жидкости. Максимальная добыча нефти приходится на 1961-1962 гг. и составляет 556,2 тыс.т и 445 тыс.т (темп отбора от балансовых запасай, соответственно, 3,8 и 3,0 %).

Максимальный среднесуточный дебит зафиксирован в первый год – 77,4 т/сут (за счет высокодебитной скважины №5831) значительное падение дебита скважины по нефти начинается с 1964 г (13,4 т/сут), годовой отбор составил 186 тыс.т нефти. В дальнейшем падение добычи происходило ежегодно и достигло в 1981 году 34 тыс. тонн.

Всего на месторождении к началу закачки газа старым фондом скважин добыто 3351 тыс.т нефти (22.9% от начальных балансовых запасов). Конечная нефтеотдача на режиме истощения оценивалась в 27,2 %.

Фактически, разработку Грачевского месторождения можно разделить на два периода - эксплуатация без поддержания пластового давления, на естественном режиме истощения включая годы перебуривания старого фонда скважин и эксплуатацию месторождения с реализацией закачки газа (ГВЦ) и оторочки ШФЛУ.

Всего на месторождении пробурено 94 скважины. В то же время ликвидировано 40 скважин старого фонда с открытым забоем по всей толщине продуктивной зоны рифового массива. Фактически, разработку Грачевского месторождения можно разделить на два периода - эксплуатация без поддержания пластового давления, на естественном режиме истощения, включая годы перебуривания старого фонда скважин и эксплуатацию месторождения с реализацией закачки газа.