Вынгаяхинское нефтегазовое месторождение расположено на территории Пуровского района в Ямало-Ненецком автономном округе.
Открыто в 1968 г., в разработке - с 1986 г., в эксплуатации с 2003 г.
В начале 2002 г. была пробурена 1 скважина.
Проектирование всех объектов при обустройстве месторождения обеспечил НИИ Гипротюменнефтегаз.
Вынгаяхинское месторождение находится на 4й стадии разработки.
Приурочено к локальной структуре с одноименным названием, которая осложняет северную часть Вынгаяхинского вала.
Структура представляет собой меридионально вытянутую складку с углом наклона крыльев до 2,5 на западе и до 1,5 на востоке.
Пласт БП11 является основным объектом разработки.
В отложениях сеноманской толщи выявлены промышленные скопления газа.
В разрезе продуктивного горизонта БП11 выделяются 3 пласта БП011, БП111, БП211.
Запасы нефти пластов БП011, БП111 относятся к категории С1, БП211 к категории С2.
Пласт БП111 залегает на глубине 2300 - 2500 м, представляет собой толщу песчано-глинистых пород толщиной до 25 м.
От нижнего пласта БП211 отделен аргиллитовой перемычкой толщиной 2 - 8 м.
Пласт БП011 встречается на 2 локальных обособленных участках.
1я залежь нефти структурно-литологического типа расположена в районе скважин 351-357 площадью 10,5 Х 6 км2.
При испытании скважины 351-р получен фонтанный приток нефти дебитом 35,7 м3/сутки на штуцере 8 мм.
2я залежь структурно-литологического типа площадью 5,5 Х 4 км2 и высотой 53 м выделена в районе скважины 33-р.
Согласно технологической схеме, выделенный в качестве основного, 1 эксплуатационный объект разрабатывается в южной части залежи блоковой 3-рядной системы с осуществлением мероприятий по оптимизации плотности сетки скважин, применяются усиленные системы заводнения в пределах блоков за счет организации очагового заводнения, а также нестационарного заводнения.
Разбуривание северной части залежи осуществляется по утвержденной сетке при получении рентабельных дебитов нефти.
В качестве опытно-промышленных работ в северной части залежи пласта БП111 предусматривается испытание технологии бурения горизонтальных скважин (бурение 1 куста в районе 33-р), по результатам которых будет решен вопрос о возможности промышленного внедрения технологии горизонтального бурения скважин.
Пробурено 689 эксплуатационных скважин и около 76 нагнетательных скважин.
С начала разработки добыча составила около 13 млн т нефти или около 15,3 % извлекаемых запасов.
Коэффициент нефтеотдачи (КИН) - 0,17.
Закачка воды осуществляется с 1988 г., по основному пласту БП1 11 ( 97% балансовых запасов) уже закачено 22 млн м3 воды.
Годовой уровень добычи 554 тыс. т.
Остаточные извлекаемые запасы основного пласта БП1 11 составляют 68,8 млн тонн.
При значительных неразбуренных запасах пласта высоки геологические риски, связанные с низкой проницаемостью нефтенасыщенного коллектора.
Остаточные извлекаемые запасы еще 2 пластов месторождения - 6,5 млн т.
Оператор - «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз», относится к филиалу «Муравленковскнефть».
