Самотлорское, Самотлорский участок, Самотлорский (северная часть) участок, Млечный участок, Самотлорский (нер.ф.) участок Рейтинг участка недр (Самотлор)

Ханты-Мансийский А.О. - Югра

Месторождение

Основные полезные ископаемые

сера нефтяная
этан
нефть
конденсат
пропан
горючие газы

степень освоения освоен

Нераспределенный фонд

Сведения об открытии месторождения

ГКЗ в 1965 г.выдана лицензия на открытие поисковой скважины № 4739.

Методика разведки

ОАО "Самотлорнефтегаз" - Проект доразведки не составлялся с 1974 г. Заложение разв. скважин осуществлялось индивидуально. После 1987 г. разв. скважины бурились в периферийной части м-ния. Развед. скважины относительно равномерно распределены по площади. За период 1987-2004 пробурено 108 разв. и 230 углубленных скважин. Всего на м-нии пробурено 296 разв. и 313 углубл.скважин. Средняя глубина скважин составила 2302 м. Всего на 01.01.2005 фонд разведочных скважин составил 179: из них в эксплуатации - 25; в консервации - 51; наблюдательная - 1; пьезометрические - 5; ликвидировано - 43; в бездействии - 54.
ОАО "ТНК-Нижневартовск" - Методика работ основана на основе анализа и обобщения геолого-геофизической информации. Бурение предполагалось производить, располагая скважины в различных структурно-тектонических условиях. Расст. между скважинами 2500м.
ЗАО "СибИнвестНафта" - Фонд скважин (на 01.01.2006): 1130 - поисковая, в консервации, глубина - 2660м; 1131 - разведочная, ликвидирована, 2759м; 21 - поисковая, ликвидирована, 2800м; 22 - поисковая, ликвидирована, 2800м. Средняя глубина скважин составляет 2743,8м. Расст. между скважинами: 1131-1130 - 1625м; 1130-1 - 9000м; 1-21 - 7440м; 21-22 - 4700м.

Этапы изучения

Этап	Год начала	Год окончания
региональные геолого-геофизические работы	1947	1988
подготовка к поисковому бурению	1948	1998
поиски	1957
разведка

Стадии, объемы и стоимость геологоразведочных работ,
степень промышленного освоения

Стадия работ, степень промышленного освоения	Год начала	Год окончания

Стадии изучения и освоения объекта

Индекс и (или) название пласта (горизонта, залежи)	Год открытия
ПК 1 СамНГ	1987
ПК 9 СамНГ	2000
ПК 11/1А СамНГ	2005
ПК 12/1 СамНГ	2001
ПК 12/2 СамНГ	2001
ПК 13 СамНГ	2000
ПК 15/2 СамНГ	2005
АВ 1/1-2 основная СамНГ	1969
АВ 1/1-2 Усть-Вахская залежь СамНГ	1969
АВ 1/1-2 Рубиновая залежь СамНГ	1966
АВ 1/1-2 Мыхпайская залежь СамНГ	1979
АВ 1/1-2 авандельта СамНГ	1966
АВ 1/3 основная СамНГ	1966
АВ 1/3 Усть-Вахская залежь СамНГ	1969
АВ 1/3 Рубиновая залежь СамНГ	1982
АВ 1/3 Мыхпайская залежь СамНГ	1969
АВ 2-3 основная СамНГ	1968
АВ 2-3 Усть-Вахская залежь СамНГ	1968
АВ 4-5 основная СамНГ	1965
АВ 6 СамНГ	1969
АВ 7 СамНГ	1972
АВ 8 СамНГ	1986
БВ 0 СамНГ	1984
БВ 1 СамНГ	1984
БВ 2 СамНГ	1987
БВ 7 СамНГ	1994
БВ 8/0 основная СамНГ	1973
БВ 8/0 Усть-Вахская залежь СамНГ	1973
БВ 8/0 Мыхпайская залежь СамНГ	1983
БВ 8/1-2 Западно-Черногор.залежь СамНГ	1969
БВ 8/1-3 основная СамНГ	1969
БВ 8/1-3 Вальентовская залежь СамНГ	1998
БВ 8/1-3 Усть-Вахская залежь СамНГ	1969
БВ 8/1-2 Мыхпайская залежь СамНГ	1968
БВ 8/3 Мыхпайская залежь СамНГ
БВ 10 основная СамНГ	1969
БВ 10 Усть-Вахская залежь СамНГ	1965
БВ 10 Мыхпайская залежь СамНГ	1974
БВ 19 Самотлорская залежь СамНГ	1977
БВ 21 Самотлорская залежь СамНГ	2000
БВ 19-22 Белозерская залежь СамНГ	1983
БВ 21-22 Новогодняя залежь СамНГ
Ачим.толща Мыхпайская залежь СамНГ	1986
ЮВ 1/1 Западно-Черногор. залежь СамНГ	1973
ЮВ 1/1 Белозерская залежь СамНГ	1976
ЮВ 1/1 Мыхпайская залежь СамНГ	1977
ЮВ 1/1 Вальентовская залежь-1 СамНГ	1987
ЮВ 1/1 Вальентовская залежь-2 СамНГ	1999
ЮВ 1/1 Вост-Ватинская залежь СамНГ	1998
ЮВ 1/1 Леванская залежь СамНГ	1992
ЮВ 1/1 Солнечная залежь СамНГ	1991
ЮВ 1/1+2 Мартовская залежь СамНГ	1986
ЮВ 1/1+2 Новогодняя залежь СамНГ	1980
ЮВ 1/1+2 Самотлорская залежь СамНГ	1976
ЮВ 1/1+2 Сев-Белозерская залежь СамНГ	1973
ЮВ 1/1+2 Рубиновая залежь СамНГ	1977
АВ 1/1-2 авандельта ТНК-Нижнев	1966
АВ 1/1-2 глинистый ТНК-Нижнев	1969
АВ 1/1-2 эколог. ТНК-Нижнев	1965
АВ 1/3 ТНК-Нижнев	1966
АВ 2-3 ТНК-Нижнев	1968
АВ 4-5 ТНК-Нижнев	1965
БВ 8/0 Самотлорская залежь ТНК-Нижнев	1973
БВ 8/1-2 р-н скв. 126 ТНК-Нижнев	1969
БВ 8/1-3 Каспарская залежь ТНК-Нижнев	1998
БВ 8/1-3 Самотлорская залежь ТНК-Нижнев	1969
БВ 8/1-3 Сенчен.з.р-н скв.1035 ТНК-Нижнев	1990
БВ 8/1-3 Сенчен.з.р-н скв. 1037,1039 ТНК-Нижнев	1990
БВ 8/1-3 Сенчен.з.р-н скв.1232 ТНК-Нижнев	1990
БВ 8/1-3 Сенчен.з.р-н скв.5944 ТНК-Нижнев	1990
БВ 10 Самотлорская залежь ТНК-Нижнев	1969
ЮВ 1/1-3 Черног.з.р-н скв.126 ТНК-Нижнев	1973
ЮВ 1/1 Каспарс.з.р-н скв. 1243 ТНК-Нижнев	1998
ЮВ 1/1 Сенчен.з.р-н скв.1034 ТНК-Нижнев	1986
ЮВ 1/1 Сенчен.з.р-н скв. 1039 ТНК-Нижнев	1986
ЮВ 1/1 Сенчен.з.р-н скв.1222 ТНК-Нижнев	2000
ЮВ 1/1 Сенчен.з.р-н скв.1232 ТНК-Нижнев	1986
ЮВ 1/1 Сенчен.з.р-н скв.1237,1037 ТНК-Нижнев	1986
ЮВ 1/1 Сенчен.з.р-н скв. 50707 ТНК-Нижнев	1986
ЮВ 1/1+2 Сев.Белозер.з.р-н скв. 1034 ТНК-Нижнев	1973
БВ 10 Восточно-Черног.пл. СибИнвестНафта	2002
ЮВ 1/1 Верхнечерног.пл.СибИнвестНафта	1991
АВ 1/1-2 Мыхпайская з.Югра-недра н.ф.	1979
АВ 1/3 Мыхпайская з. Югра-недра н.ф.	1969
БВ 8/0 Мыхпайская з. Югра-недра н.ф.
БВ 8/1-2 Мыхпайская з. Югра-недра н.ф.	1968
БВ 10 Мыхпайская з. Югра-недра н.ф.	1974
Ач.Мыхпайская з. Югра-недра н.ф.

Разработка

Условия разработки

ОАО "Самотлорнефтегаз" - режим залежей упруго-водонапорный; система разработки залежей - площадная семиточечная (АВ 1/1-2, АВ6-8); блоковая с 3 и 5-рядами эксплуатационных скважин (АВ /3, АВ2-3,БВ8, БВ10); блоковая 3-рядная (БВ19-22); блоковая 3-рядная с элементами семиточечной (ЮВ1); способ эксплуатации - фонтанный, ЭЦН, ШГН, КБ, БКГ, ВСГ, СТР, ГСН,ЕSР, ОDI, СL, ИШГ; средние дебиты жидкости 34-283 т/сут.; средние дебиты нефти 7-15 т/сут.; обводненность продукции 75-97%; эксплуатационный фонд добывающих скважин - 7949; эксплуатационный фонд нагнетательных скважин - 2619; действующий фонд добывающих скважин - 5038; действующий фонд нагнетательных скважин - 1742; добыча нефти с начала разработки - 2205483 тыс.т.
ОАО "ТНК-Нижневартовск" - Самотлорское м-ние введено в промышленную разработку в 1969 г. В настоящее время разработка м-ния осуществляется согласно двум проектным документам: северная часть по "Анализу разработки Северной части Самотлорского м-ния" (протокол ЦКР № 3003 от 10.06.2003), основная часть в соответствии с 3 вариантом "Проекта разработки Самотлорского м-ния" (протокол ЦКР № 1541 от 02.06.1993). Промышленные залежи нефти установлены в пластах ЮВ1, БВ 10 0, БВ 8 1-3, БВ 8 0, АВ 4-5, АВ 2-3, АВ 1 3, АВ 1 1-2. Тип залежи пластово-сводовая. Накопленная добыча нефти на 01.01.2005 составила 220626,7 тыс.т (48,5% от начальных извлекаемых запасов), при отборе жидкости 616371,9 тыс.т, накопленная закачка 599102,9 тыс.м3. Накопленная компенсация отбора закачкой составляет 80,1%. М-ние разрабатывается с заводнением, за исключением пласта АВ4-5, по которому пробурены единичные скважины. В целом на м-нии преобладают кольцевые элементы (на пластах АВ 1 3 и АВ2-3) и линейные. Имеются также блочно-замкнутые элементы и применяется приконтурное заводнение. Фонд добывающих скважин - 1957, в т.ч. действующих - 1258, нагнетательный фонд составил 251 скв., в т.ч. действующих - 129 скв. Средний дебит по нефти - 18,57 т/сут., по жидкости - 75,9 т/сут.
ЗА "СибИнвестНафта" - режим разработки - естественный (без ППД). Средний дебит действующих и переходящих скважин по жидкости - 9,0 т/сут. Средний дебит действующих скважин по нефти - 7,0 т/сут.