USD 63.7698

+0.46

EUR 69.0882

+0.47

BRENT 58.2

+0.51

AИ-92 42.44

+0.01

AИ-95 46.23

+0.04

AИ-98 52.06

-0.05

ДТ 48.18

+0.01

Тарасовское нефтяное месторождение

Тарасовское нефтяное месторождение

Тарасовское месторождение открыто в 1984 г.. 

По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-Таркосалинское.


В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. 

Пурпе относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. 

Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98. 

Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе.

Сильная заболоченность района связана с наличием мощного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. 

Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта.


Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течении года.

Месторождение открыто в 1984 г. Главтюменьгеологией получением фонтана нефти в скважине №121. 

С 1987 г. оно находится в разработке на основании «Проекта пробной эксплуатации», выполненного СибНИИНП в 1984 г.. 

Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12.

В 1993 г. СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Тарасовского газонефтяного месторождения».

В разработке находятся 7 основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении.

Первоначально пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. 

В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью.


Для извлечения запасов из пластов ПК19-20 применяется метод заводнения.

Для системы расстановки скважин используется схема 7:1 (чередование 7-и рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). 

Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м.

Всего было пробурено около 900 скважин. 

Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52х кустах.

Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих).

Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. 

Нагнетаемая вода подаётся 3 нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения.


Промышленная нефтеносность связана с нижнемеловыми отложениями: 

  • валанжинский (БС14, БС12, ОБС12, 2БС11, БС10, 1БС10), 

  • готерив-барремский (БС8, ОБС8, БС7, БС6, БС4, 2БСЗ, 1БСЗ, БС2, Б1, 0-1БСО, АС12, АС11, АС10), 

  • апт-альбский ярусы (пласты-ПК17, ПК18, ПК19-20, ПК22). 

Всего на месторождении (без учета сеноманской залежи) выявлено 56 залежей углеводородов.

По типу залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и тектонически-экранированным. 

Значительная часть из них по всей площади подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по площади и разрезу большинства продуктивных пластов и сложным распределением нефти и газа.


В тектоническом отношении Тарасовское месторождение находится в пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию. 

Структура осложнена четырьмя куполовидными поднятиями.

Основными залежами на месторождении считаются ПК19-20, АС10, 1БС10, 2БС10, 2БС11, БС12 и БС13-14.

Самой крупной на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК19-20.

Оператор месторождения - РН-Пурнефтегаз, дочка Роснефти.

Система Orphus