Входит в Харампурскую группу месторождений, включающей Фестивальное, Южно-Харампурское, Харампурское месторождения, и более 20 перспективных структур.
Открыто в 1979 г скважиной № 301 Главтюменьгеологии.
Разработка с февраля 1990 г. скважиной №334р.
Месторождение многопластовое, приурочено к группе Харампурских локальных поднятий Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО).
Относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП), приуроченной к одноименной Западно-Сибирской плите - крупной асимметричной впадине, выполненной терригенными отложениями.
По отражающему горизонту Б поднятия оконтурены изогипсой - 2925 м и имеют площадь 1080 км2.
Фундамент вскрыт на глубине 3962 и 4061 м и представлен базальтами, на котором несогласно залегают отложения нижней юры.
В пределах месторождения выявлены 8 нефтяных, 6 газоконденсатонефтяных, 3 газонефтяные, 2 газоконденсатные и 9 газовых залежей пластово-сводового, массивного и литологически экранированного типов.
Коллекторы - песчаники с линзовидными прослоями глин, алевролиты без ярко выраженных слоев текстурой.
Строение залежей сложное.
Из-за тектонических нарушений продуктивные пласты разбиты на отдельные блоки с резкой неоднородностью, изменчивостью и трещиноватостью коллекторов.
Необходимость дополнительной сейсмики и большой газовый фактор - это проблемы Харампура.
Глубина залегания продуктивных нефтяных залежей - 2900 - 3000 м, газовых - 1000-1100 м.
Извлекаемые запасы нефти и газового конденсата по категориям АВС1+С2 соответствуют 88 млн т, суммарные запасы газа по категориям АВС1+С2 - 903 млрд м3.
В основном это трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ).
Плотность нефти - 0,828 - 0,910 г/м3.
Пока в разработке находятся северная и южная часть Харампурского месторождения, где ведется добыча нефти.
С начала разработки добыто 13,091 млн т нефти.
Еще в 2013 г. совет директоров Роснефти утвердил интегрированный проект разработки газовых залежей Харампурского НГКМ.
Предполагалось ввести в эксплуатацию газовый промысел в 2017 г.
На 1м этапе предполагалась добыть более 190 млрд м3 природного газа, в тч из сеноманских залежей до 8 млрд м3/год (залежь отличается высокой продуктивностью и низкой стоимостью добычи), туронской залежи - 1 млрд м3/год (есть льготы по НДПИ).
На июль 2018 г. газовый промысел в эксплуатацию так и не введен.
Ожидается ввод газового промысла в 2022 г.
В июле 2022 г. Тюменский нефтяной научный центр (ТННЦ) Роснефти разработал 4D-модель 3х газовых пластов месторождения.
Инфраструктура включает:
- кусты добывающих нефтяных и нагнетательных скважин;
- трубопроводы системы сбора, транспорта нефти и газа;
- водоводы системы поддержания пластового давления (ППД);
- газопроводы сбора попутного нефтяного газа (ПНГ) от ДНС с УПСВ Харампурского месторождения (Северной и Южной частей);
- автомобильные дороги, линии электропередач (ЛЭП), связи, телемеханики;
- объекты подготовки нефти;
- подстанции ПС 110/35/6 кВ Харампурская Тюменьэнерго мощностью 2*25 МВА каждая;
- газопоршневая электростанция (ГПЭС) установленной мощностью 12 МВт;
- полигон по захоронению и утилизации промышленных и твердых бытовых отходов(период эксплуатации 2012 - 2032 гг) проектной вместимостью - 16 тыс т отходов.
- Строятся : УКПГ с ЦДКС - в центральной части Харампурского месторождения, на расстоянии 7 км южнее развилки Север – Юг автодорог на Северную и Южную части месторождения.
Схема транспортировки грузов : ж/д станция Пурпе - автотранспортом по территориальной автомобильной дороге общего пользования до Тарасовского месторождения - по промысловой автомобильной дороге до Харампурского месторождения.
Относится к распределенному фонду недр.
По размерам запасов - класс крупных, по степени промышленной освоенности - разрабатываемое.
Лицензия выдана Роснефти в 2006 г.
Оператор - Роснефть-Пурнефтегаз (оператор нефтяных залежей).
Проектирование нефтепромысловых объектов - Гипротюменнефтегаз.
