Черемуховское нефтяное месторождение в административном отношении находится на землях Чистопольского района Татарстана, с pазвитой инфpаструктуpой, обеспеченного энергетическими мощностями, рабочей силой, путями сообщения.

Черемуховское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу пять продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы нижнего карбона (Н=1150 м) и карбонатные породы девона (H=1180 м) и среднего карбона (H=890-920 м).

На Черемуховском месторождении выявлено 15 залежей нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В.Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высоко­минерализованные рассолы (М=193-227 г/л) хлоркальциевого типа по В.А. Сулину. Нефти каменноугольных и турнейских отложений близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.

По количеству запасов Черемуховское месторождение относится к классу мелких. Месторождение было открыто в 1964 году. По состоянию на 01.01.1993 г. находится в консервации, ввод в промышленную разработку планировался в 1994 году.

На Черемуховском месторождении выделено четыре эксплуатационных объекта, в т.ч. основных четыре (отложения верейского, башкирского, тульско-бобриковского и турнейского возрастов). Разбуривание предлагается по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м.Разбуривание отдельных залежей предлагается с применением горизонтальных скважин. Cистема заводнения на крупных залежах трехрядная, на мелких залежах внутриконтурная в сочетании с законтурной. Применение циклической закачки с переменой направления фильтрационных потоков. Внедрение одновременно-раздельной эксплуатации и закачки. С целью увеличения КИН создание каверн-накопителей, закачка ПАА и ОЭЦ. Коэффициент нефтеизвлечения: пpоектный 0,270 д.ед.