Тайлаковское нефтегазовое месторождение (НГМ) расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в 600 км от г. Мегиона.
Административно относится к Сургутскому району.
Открыто в 1964 г. 1й поисковой скважиной №150.
При испытании пласта Ю2 получен приток нефти дебитом 4,3 м3 /сут при Нсд = 538м.
Из пласта Ю1 и ачимовской толщи получены притоки пластовой воды.
Лицензия НГМ ХМН 00575 НЭ на разведку и добычу была выдана в 1997 г. Обьнефтегазгеологии - ныне дочке Славнефти.
Срок действия лицензии - 2013 г.
Административно относится к Сургутскому району.
Открыто в 1964 г. 1й поисковой скважиной №150.
При испытании пласта Ю2 получен приток нефти дебитом 4,3 м3 /сут при Нсд = 538м.
Из пласта Ю1 и ачимовской толщи получены притоки пластовой воды.
Лицензия НГМ ХМН 00575 НЭ на разведку и добычу была выдана в 1997 г. Обьнефтегазгеологии - ныне дочке Славнефти.
Срок действия лицензии - 2013 г.
Включает группу поднятий: Тайлаковское, Восточно-Тайлаковское, Яккунь-Яхское, Южно-Тайлаковское и Западно-Ютымское.
Выявлены нефтяные залежи в отложениях от ачимовской толщи в нижней части сортымской свиты нижнего мела до тюменской свиты средней юры.
Наиболее крупные по площади залежи выявлены в северной части месторождения в пластах Ю2 2 и Ю2 1 средней юры и приурочены они к Восточно-Тайлаковскому и Яккунь-Яхскому поднятиям.
Геологический разрез отложений на представлен породами 2х структурно-тектонических комплексов: Выявлены нефтяные залежи в отложениях от ачимовской толщи в нижней части сортымской свиты нижнего мела до тюменской свиты средней юры.
Наиболее крупные по площади залежи выявлены в северной части месторождения в пластах Ю2 2 и Ю2 1 средней юры и приурочены они к Восточно-Тайлаковскому и Яккунь-Яхскому поднятиям.
- доюрское основание, включающее в себя палеозойский складчатый фундамент и триасовый комплекс;
- мезозойско-кайнозойский платформенный чехол, представленный терригенными отложениями различного генезиса.
Отложения доюрского основания залегают на глубине 3000 м.
Структурная поверхность основания имеет сложное блоковое строение, обусловленное присутствием региональных и локальных тектонических нарушений.
Фундамент сложен терригенно-карбонатными и вулканогенноосадочными породами и породами коры выветривания.
Кора выветривания представлена эффузивными породами.
Мезозойско-кайнозойский платформенный чехол
Осадочная толща, образующая платформенный чехол, сложена терригенными породами юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов.
Месторождение относится к одному из 4х разрабатываемых с 2004 г. пилотных участков Славнефть-Мегионнефтегаз, расположенных на 3х месторождениях: Тайлаковском, Чистинном и Ачимовском.
Техническую документацию подготовил ВНИИнефть им. академика Крылова.
Соседние разрабатываемые месторождения: Угутское, Западно-Угутское, Густоречинское, Полуньяхское, Северо-Ютымское, Гавриковское.
С целью поисков перспективных на нефть и газ структур проводились исследования:
В 2009 г. на месторождение отправили до 10 буровых бригад.
В результате в эксплуатацию было введено 99 скважин для добычи сырья и 30 нагнетательных стволов.
Разработка получилась долгой по разным причинам:
Перспективные планы годовой добычи - более 2,5 млн т/год нефти.
Структурная поверхность основания имеет сложное блоковое строение, обусловленное присутствием региональных и локальных тектонических нарушений.
Фундамент сложен терригенно-карбонатными и вулканогенноосадочными породами и породами коры выветривания.
Кора выветривания представлена эффузивными породами.
Мезозойско-кайнозойский платформенный чехол
Осадочная толща, образующая платформенный чехол, сложена терригенными породами юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов.
Месторождение относится к одному из 4х разрабатываемых с 2004 г. пилотных участков Славнефть-Мегионнефтегаз, расположенных на 3х месторождениях: Тайлаковском, Чистинном и Ачимовском.
Техническую документацию подготовил ВНИИнефть им. академика Крылова.
Соседние разрабатываемые месторождения: Угутское, Западно-Угутское, Густоречинское, Полуньяхское, Северо-Ютымское, Гавриковское.
С целью поисков перспективных на нефть и газ структур проводились исследования:
- в 1961-1973 гг. - площадные работы МОВ, масштабом 1:100000;
- в 1980-1981гг. - региональные работы МОВ ОГТ, масштабом 1:200000;
- в 1984-1988гг. - площадные работы МОГТ, масштабом 1:100000 и 1:50000
В 2009 г. на месторождение отправили до 10 буровых бригад.
В результате в эксплуатацию было введено 99 скважин для добычи сырья и 30 нагнетательных стволов.
Разработка получилась долгой по разным причинам:
- удаленностью от баз геологоразведочных экспедиций,
- низким дебитом скважин относительно других, находящихся в разработке месторождений,
- сложностью строения залежей (наличие тектонических нарушений, зон выклинивания и замещения пластов).
Перспективные планы годовой добычи - более 2,5 млн т/год нефти.
Нефть - вязкая, что затрудняет транспортировку и требует предварительной подготовки.
