Хохряковское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины, севернее среднего течения р. Вах. В административном отношении месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Расстояние от месторождения до г. Нижневартовска составляет 163 км.

Хохряковское нефтяное месторождение открыто в 1972 году, введено в разработку в 1985 году на основании «Технологической схемы разработки», составленной СибНИИНП и утвержденной 18.05.1978 года протоколом ЦКР МНП № 000.

Промышленная нефтеносность связана с юрскими горизонтами ЮВ1 и ЮВ2, разрабатываемых совместно как единый эксплуатационный объект.

Первоначальные запасы утверждены в ГКЗ СССР в 1976 году (протокол от 01.01.2001 г.).

Хохряковское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 163 км от г. Нижневартовска.

Открыто Главтюменьгеологией в 1972 г.

Введено в эксплуатацию в 1985 г. в соответствии с технологической схемой разработки месторождения, составленной СибНИИНП в 1978 г.

Залежи нефти выявлены в пластах верхнеюрских отложений васюганской свиты.

Приурочено к северной части Александровского мегавала, на Колик-Еганском валу, в границах Синторского локального поднятия в юрских отложениях.

Подсчет запасов нефти с утверждением в ГКЗ СССР был произведен в 1976 г. (протокол №7697 от 29.09.1976 г.) Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологии по данным бурения 16 разведочных скважин.

Геологические запасы нефти при этом оценивались в следующих объемах: по категории С1 - 151,782 тыс. т., по категории С2 – 5744 тыс. т., извлекаемые С1 - 48570 тыс. т. и С2 -1838 тыс. т.

Нефть находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24 МПа) и температур (830С).

Нефть недонасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластовой и по разрезу изменяется в диапазоне 7,3 - 12,5 МПа, степень недонасыщенности выше у нефти пласта ЮВ2.

Газосодержание нефти соответствует средним значениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет 109 м3/т и 75 м 3/т соответственно для пластов ЮВ1 и ЮВ2.

В условиях пласта и на поверхности нефти легкие и маловязкие.

Вязкость пластовой нефти составляет 0,9-1,0 МПа.с.

В составе пластовой нефти молярная концентрация метана составляет 21-27%, концентрация его гомологов группы С2Н6 - С5Н12 колеблется около 25%.

Нефтяной газ метанового типа, относительно жирный.

В зависимости от способа разгазирования пластовой смеси средняя молярная концентрация метана в газе меняется в интервале 52 - 74%.

По данным анализов, плотность нефти пласта ЮВ2 - выше.

Разгазированные нефти обеих залежей однотипны и характеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие, с объемным содержанием светлых фракций до 3000С около 50%.

Оператор - Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие (ННП), дочка Роснефти.

Сикторская структура (Хохряковское месторождение) по кровле пласта Ю2 (тюменская свита) оконтуривается изогипсой 2400 м.

Амплитуда ее 160 м (наивысшая отметка 2240 м). Структура имеет субмеридиональное простирание.

Размер структуры 38,0х12,0 км. Это брахиантиклинальная складка довольно правильной конфигурации.

Углы наклона крыльев - 2о3, . Восточное крыло несколько положе западного.

По кровле коллекторов пласта Ю12+3 Сикторская структура оконтуривается изогипсой – 2400 м.

Структурные построения четкие. Амплитуда – 100 м. Размеры 62,0х12,0 км. Простирание субмеридиональное.

Это типичная брахиантиклинальная складка довольно правильной конфигурации. В сводовой части структуры выделяются 2 вершины: довольно больших размеров в южной части и несколько меньше – в северной части. Оконтуриваются они изогипсами 2300 и 2320 м. Восточное крыло несколько положе западного.

По кровле пласта Ю11 структурный план повторяет план пласта Ю12, но несколько расширяется площадь сводовых частей. Структура оконтуривается изолинией – 2400 м.

Простирание субмеридиональное. В целом, рассматриваемые структурные планы по пластам имеют довольно спокойный характер. Структурные планы довольно четко сохраняются, что свидетельствует об унаследованном характере развития.

В процессе промышленной эксплуатации выявлены новые данные о коллекторских свойствах и распространение продуктивных пластов, в частности отмечается расширение контура нефтеносности горизонта ЮВ1 в Восточной части месторождения.

По результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин, была выявлена новая залежь нефти в пласте ЮВ2, приуроченная к сводовой части центрального поднятия месторождения.

Скважины № 56, 250, 401, 402, 403, 404, 405, 413, 600, в которых производилось опробование пласта ЮВ2, показали его промышленную нефтеносность.

Дебит нефти по ЮВ2 изменяется от 7,8 т/ сутки (скв. 401) до 59 т/сутки (скв. 250).

В целях доразведки пласта ЮВ2 Хохряковского месторождения протоколом ЦКГРП П/О НВНГ №140 от 15.02.1988г. было принято решение об углублении скважин основного фонда объекта ЮВ1 со вскрытием пласта ЮВ2 на участках месторождения в пределах внутреннего контура нефтеносности.

По результатам бурения эксплуатационных скважин была оконтурена и изучена залежь пласта ЮВ2.

За счет этого удалось более детально изучить месторождении позволили открыть особенности геологического строения и местоположения пласта в плане месторождения.

Разбуривание объекта ЮВ1 эксплуатационными скважинами, ведущееся по всей площади месторождения, позволило уточнить границы площади нефтеносности, принятые расчетные параметры по пластам.

За период 1987-1989 гг. на месторождении пробурено 6 разведочных и поисковых скважин.

Из них 3 скважины (57п, 58п, 61п) пробурены до коры выветривания с целью оценки нефтеносности доюрских образований.

При испытании фундамента в скважине 57п получен приток воды, а в скважине 61п притока не получено.

При испытании других пластов от ЮВ2 до коры выветривания притока нефти не получено.

В скважинах 54, 55 опробованы пласты ачимовских отложений. При этом получены притоки воды 27 и 15 т/сут. соответственно.

При опробовании пласта ЮВ2 в скважине 56 получен приток нефти, в скважине 61п – нефть с водой, в скважине 58п – 10 т/сут. воды с пленкой нефти.

Все разведочные скважины, пробуренные в период 1987-1989 гг. расположены в контуре нефтеносности.

При этом 3 из них (54, 55, 56) в основной части, 57п – на южном, 61п – на восточном, 58п – на северо-восточном крыле месторождения.

При опробовании ачимовской толщи и коллекторов нижней и средней юры (исключения пласт ЮВ2) получены притоки пластовой воды.

Породы фундамента, как показали результаты опробования, также оказались непродуктивными.

Таким образом, проведены разведочные работы на Хохряковском залежи нефти в пластах верхней и средней юры.

Однако, доразведку месторождения нельзя считать завершенной, так как остались неоконтуренными залежи нефти в пластах ЮВ11 и ЮВ12 на севере ЮВ12 на востоке.

Общий метраж разведочного бурения составляет 65,132 тыс.м в том числе 16,7 тыс.м пробурено ПО НВНГ.

На 1991 г. на месторождении было пробурено 25 разведочных скважин. Из этого количества 7 скважин ликвидированы. Скважины № 3, 4, 8, 15 оказались за контуром нефтеносности.

Таким образом, проведенные геологоразведочные работы (ГРР) в пределах площади характеризуются достаточно большой эффективностью.