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 ПК_19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении.

Первоначально пласты ПК₁₉ и ПК₂₀ считались двумя отдельными залежами.

В настоящее время пласты ПК_19-20 считаются одной залежью.

Для извлечения запасов из пластов ПК_19-20 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 52^х 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, 2БС_З, 1БС_З, БС₂, Б₁, 0-1БС_О, АС₁₂, АС₁₁, АС₁₀),

• апт-альбский ярусы (пласты-ПК₁₇, ПК₁₈, ПК_19-20, 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.