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.
