Травяное нефтяное месторождение расположено Ханты-Мансийском Автономном округе Российской Федерации в 300 км к югу от г. Сургут. Находится в Каймысовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и приурочено к западному борту Чеканской мегаседловины.

Травяное месторождение было открыто в 1990 году скважиной № 92 «Главтюменьгеологии». Фундамент вскрыт скважиной № 90, 92, 93, 201, 203 на глубине 2820, 2700, 2876, 2820, 2830 м соответственно и представлен выветрелыми конгломератами толщиной 25- 30 м. На нём с угловым несогласием и размывом залегают отложения средней юры. Основной платформенный разрез сложен юрскими и меловыми отложениями. Палеоген представлен датским ярусом, палеоценом, эоценом и олигоценом. Толщина четвертичных отложений достигает 50 м. В пределах месторождения выявлены 2 нефтяные залежи пластово-сводового и литологически экранированного типов. Коллектором служат гранулярные песчаники с прослоями глин различной пористости и проницаемости.

Травяное месторождение относится к классу средних, а по степени промышленной освоенности к нераспределённому фонду недр.


В административном отношении Травяное месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа-Югры в пределах Густореченского лицензионного участка и частично выходит на Тайлаковский ЛУ. Расстояние до г. Сургут - 250 км, до п. Тай- лакова - 25 км.

Травяное нефтяное месторождение было открыто в 1990 г. Месторождение введено в разработку в 2015 г. на основании "Проекта пробной эксплуатации Травяного нефтяного месторождения в границах Густореченского ЛУ", выполненного ОАО СибНИИНП (протокол ЗСС ЦКР от 30.10.13 №30-13). Недропользователем Густореченского ЛУ (лицензия ХМН 03391НР от 30.11.2017 г.) является компания ООО ""Густореченский участок". Оператором работ на Травяном нефтяном месторождении является ООО "Скважины Сургута". Лицензия выдана на геологическое изучение, разведку и добычу УВС в пределах Густореченского участка сроком до 29.11.2035 г. Лицензия имеет статус геологического и горного отвода. В 2012 году выполнен оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по пластам Ю2/1 , Ю2/2, Ю3, Ю4/2, подсчитанные запасы утверждены протоколом ФАН № 18/366-пр от 21.06.2012 года. Отнести Травяное месторождение в соответствии с действующей «Классификацией запасов...» по степени промышленного освоения к разрабатываемым, по величине начальных извлекаемых запасов - к средним, по геологическому строению - к сложным.

Пересчет запасов нефти и растворенного газа Травяного нефтяного месторождения вы-полнен с целью уточнения геологического строения месторождения на основании обобщения всей геолого-геофизической информации: в период 2012-2013 гг. в пределах Густореченского ЛУ ЗАО "ПОЛЯРЭКС" выполнила полевые сейсморазведочные работы МОГТ 2Д в объеме 106,65 пог. км, в 2015г. АО "Запприкаспийгеофизика" выполнила 330 пог. км в западной части ЛУ; в период 2012-2018 гг. на месторождении пробурено 65 эксплуатационных и три разведочные скважины; отобрано 860,9 м керна; две глубинных и одна поверхностная пробы нефти, а также оценка коэффициентов извлечения нефти и необходимостью составления технологическая схемы разработки месторождения.

В целом по месторождению по сравнению с числящимися на государственном балансе геологическими запасами нефти произошли следующие изменения: выделены запасы нефти ка-тегории А в количестве 20613 тыс. т, категории В1 - в количестве 28922 тыс. т, категории В2 в количестве 22613 тыс. т, по сумме категорий А+В1+В2 запасы уменьшились на -2482 тыс. т (-3 %) по сравнению суммарными запасами категорий С1+С2. Основные изменения произошли за счет уменьшения запасов категорий А+В1 пласта Ю2/1 на -2 198 тыс.т (-27%), уменьшения запасов категорий А+В1+В2 пласта Ю2/2 на -20 303 тыс.т (-59%), увеличения запасов категорий А+В1+В2 пласта Ю3 на +22 028 тыс.т (+91%), увеличения запасов категории В2 по новому нефтяному пласту Ю4/1 +1 731 тыс.т (+100%), уменьшения запасов категорий В1+В2 пласта - 3740 тыс.т (-48%). Основными причинами изменения геологических запасов нефти в целом по месторождению являются уточнение петрофизических зависимостей для продуктивных пластов Ю2', Ю22, Юз, Ю41, Ю42 с учетом результатов исследования керна, а также уточнение структурного плана залежей с учетом сейсмики МОГТ 20. Новая информация, полученная для пластов Юг1, Юг2, Юз, Юд1, Юд2 позволила скор-ректировать средневзвешенные значения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности.