Вынгаяхинское нефтегазовое месторождение расположено на территории Пуровского района Тюменской области и приурочено к одноимённой локальной структуре, осложняющей 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. Около 97% балансовых запасов месторождения сосредоточено в пласте БП 11, который является основным объектом разработки. Кроме того, в отложениях сеноманской толщи выявлены промышленные скопления газа.
В разрезе продуктивного горизонта БП11 выделяются три пласта 0БП11,1БП11,2БП11, с двумя из которых (ОБШ1 и 1БП11) связаны скопления нефти, классифицируемые по промышленным категориям С1. Запасы нефти нижнего пласта 2БП11 относятся к категории С2.
Пласт 1БП11, залегающий на глубине 2300-2500 м, представляет собой толщу песчано-глинистых пород толщиной до 25 м. От нижнего пласта 2БП11 отделён аргиллитовой перемычкой толщиной от 2 до 8 м.
Водонефтяной контакт по замерам эксплуатационного и разведочного бурения имеет наклон с северо-запада на юго-восток. Северо-западная часть залежи характеризуется более высокими значениями нефтенасыщенных толщин, высокой степенью неоднородности и низкими значениями проницаемости, к юго-востоку наблюдается постепенное сокращение толщин (до 4 м), увеличение однородности коллектора и емкостно-фильтрационных характеристик пласта.
Пласт ОБП11 встречается на двух локальных обособленных участках. Залежь нефти в районе скважин 351-357 размером 10,5 на 6 км относится к структурно-литологическому типу. При испытании скважины 351-р получен фонтанный приток нефти дебитом 35,7 куб. м в сутки на штуцере 8 мм.
Вторая залежь структурно-литологического типа выделена в районе скважины 33-р, размер её 5,5 на 4 км, высота 53 м.
Согласно технологической схеме выделенный в качестве основного один эксплуатационный объект разрабатывается в южной части залежи блоковой трёхрядной системы с осуществлением мероприятий по оптимизации плотности сетки скважин, усиленные системы заводнения в пределах блоков за счет организации очагового заводнения, а также применением 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 1БП11 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. В настоящее время на месторождении пробурено 689 добывающих и 76 нагнетательных скважин. С начала разработки отобрано 12954 тыс. тонн нефти, что составляет 15,3% извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,17. Закачка воды на месторождении ведется с 1988 года, в целом по пласту 1БП11 закачано воды 22007 тыс. куб. м, текущее пластовое давление составило на 1 июля 1994 год 236,9 атм., накопленная компенсация составила 102,8%, при средней приемистости 244 куб. м в сутки. За счёт применения современных методов повышения нефтеотдачи добыто 886,6 тыс. тонн нефти.
