Mapa del campo de Obb con arbustos en la margen izquierda. Priobskoye nm es un campo petrolífero complejo pero prometedor en khmao

El campo Priobskoye se encuentra en la parte central de la llanura de Siberia Occidental. Administrativamente, se encuentra en la región de Khanty-Mansiysk, a 65 km al este de la ciudad de Khanty-Mansiysk y a 100 km al oeste de la ciudad de Khanty-Mansiysk. Nefteyugansk.

En el período 1978-1979. Como resultado de un estudio sísmico detallado del MDE CDP, se identificó el levantamiento de Priobskoye. A partir de este momento, comienza un estudio detallado de la estructura geológica del territorio: el desarrollo generalizado de la exploración sísmica en combinación con perforación.

El campo Priobskoye fue descubierto en 1982 como resultado de perforación y prueba del pozo 151, cuando se obtuvo flujo comercial petróleo con un caudal de 14,2 m 3 / día a un estrangulador de 4 mm desde los intervalos 2885-2977 m (suite Tyumen YUS 2) y 2463-2467 m (formación AS 11 1) - 5,9 m 3 / día a un nivel dinámico de 1023 m.

Estructura de Priobskaya, según el mapa tectónico de la cubierta de la plataforma Meso-Cenozoica.

Geosineclise de Siberia Occidental, ubicada en la zona de unión de la depresión de Khanty-Mansi, el megafold de Lyaminsky, los grupos de levantamientos de Salym y West Lyaminsky.

Las estructuras de primer orden se complican por levantamientos en forma de oleaje y en forma de cúpula de segundo orden y estructuras anticlinales locales separadas, que son objeto de trabajos de prospección y exploración en petróleo y gas.

Las formaciones productivas en el campo Priobskoye son formaciones del grupo "AC": AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Estratigráficamente, estos estratos pertenecen a los depósitos cretáceos de la suite Superior Vartovskaya. Litológicamente, la Formación Superior Vartovskaya se compone de intercalaciones frecuentes y desiguales de lutitas con areniscas y limolitas. Las piedras de barro son de color gris oscuro, gris con un tinte verdoso, limosas, micáceas. Las areniscas y limolitas son grises, arcillosas, micáceas, de grano fino. Entre las lutitas y areniscas, hay capas intermedias de calizas arcillosas, nódulos de siderita.

Las rocas contienen detritos de plantas carbonizados, raras veces bivalvos (inoceramas) mal y moderadamente conservados.

Las rocas permeables de los estratos productivos tienen rumbo nororiental y sumergido. Casi todas las formaciones se caracterizan por un aumento en el espesor neto total, la relación neto a bruto, principalmente en las partes centrales de las zonas de desarrollo del yacimiento, para aumentar las propiedades del yacimiento y, en consecuencia, el fortalecimiento del material clástico se produce en el este ( para las capas del horizonte AS 12) y noreste (para el horizonte AC 11).

El horizonte AC 12 es un cuerpo arenoso grueso alargado de suroeste a noreste en forma de una amplia franja con espesores netos máximos en la parte central de hasta 42 m (pozo 237). En este horizonte, se distinguen tres objetos: capas АС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.

Los depósitos de la formación AS 12 3 se presentan en forma de cadena de cuerpos lenticulares arenosos con rumbo noreste. Los espesores efectivos varían de 0,4 ma 12,8 m, y los valores más altos se limitan al depósito principal.

El depósito principal AS 12 3 se recuperó a profundidades de -2620 y -2755 my se tamiza litológicamente desde todos los lados. Las dimensiones del depósito son 34 x 7,5 km y la altura es de 126 m.

Depositar AS 12 3 en el área del pozo. 241 se abrió a profundidades de -2640-2707 my está confinado al levantamiento local de Khanty-Mansiysk. El reservorio está controlado desde todos los lados por zonas de reemplazo del reservorio. Las dimensiones del depósito son de 18 x 8,5 km, la altura es de 76 m.

Depositar AS 12 3 en el área del pozo. 234 se recuperó a profundidades de 2632-2672 my representa una lente de areniscas en el hundimiento occidental de la estructura Priobskaya. Las dimensiones del depósito son de 8.5 x 4 km, y la altura es de 40 m, el tipo está tamizado litológicamente.

Depositar AS 12 3 en el área del pozo. Se recuperó 15-C a profundidades de 2664-2689 m dentro del saliente estructural de Seliyarovsky. Las dimensiones del depósito tamizado litológicamente son 11,5 x 5,5 km y la altura es de 28 m.

El depósito AS 12 1-2 es el principal y el más grande del campo. Está confinado a una monoclina complicada por levantamientos locales de pequeña amplitud (área de perforaciones 246, 400) con zonas de transición entre ellas. En tres lados está delimitado por pantallas litológicas, y solo en el sur (hacia el área de Vostochno-Frolovskaya) tienden a desarrollarse los colectores. Sin embargo, dadas las considerables distancias, el límite del depósito todavía está limitado condicionalmente por una línea que corre 2 km al sur del pozo. 271 y 259. Saturado de aceite los espesores varían en un amplio rango de afluentes de 0,8 m (pozo 407) a 40,6 m (pozo 237) petróleo hasta 26 m 3 / día con un estrangulador de 6 mm (pozo 235). Las dimensiones del depósito son de 45 x 25 km, la altura es de 176 m.

Depositar AS 12 1-2 en el área del pozo. Se recuperó 4-KhM a profundidades de 2659-2728 my está confinado a una lente arenosa en la ladera noroeste del levantamiento local de Khanty-Mansiysk. Saturado de aceite Los espesores varían de 0.4 a 1.2 m. Las dimensiones del depósito son 7.5 x 7 km, la altura es de 71 m.

Depositar AS 12 1-2 en el área del pozo. 330 recuperados a profundidades de 2734-2753 m Saturado de aceite el espesor varía de 2,2 a 2,8 m, las dimensiones del depósito son de 11 x 4,5 km, la altura es de 9 m, el tipo está tamizado litológicamente.

Los depósitos de la capa AS 12 0, la principal, se abrieron a profundidades de 2421-2533 m, es un cuerpo lenticular orientado de suroeste a noreste. Saturado de aceite los espesores varían de 0,6 (pozo 172) a 27 m (pozo 262). Afluentes petróleo hasta 48 m 3 / día con estrangulador de 8 mm. Las dimensiones del depósito litológicamente tamizado son 41 x 14 km, la altura es de 187 m Depósito AS 12 0 en el área de pozos. 331 se recupera a profundidades de 2691-2713 my representa una lente de rocas arenosas. Aceite saturado el espesor en este pozo es de 10 m Dimensiones 5 x 4,2 km, altura - 21 m. petróleo- 2,5 m 3 / día a Нд = 1932 m.

El depósito de la formación AS 11 2-4 es de tipo tamizado litológico, son 8 en total, con 1-2 pozos penetrados. En cuanto al área, los depósitos se ubican en forma de 2 cadenas de lentes en la parte este (la más elevada) y en el oeste en la parte más sumergida de la estructura monoclinal. Saturado de aceite los espesores en el este aumentan en 2 o más veces en comparación con los pozos occidentales. El rango total de cambio es de 0,4 a 11 m.

El reservorio AS 11 2-4 en el área del pozo 246 fue descubierto a una profundidad de 2513-2555 m. Las dimensiones del reservorio son 7 x 4,6 km, la altura es de 43 m.

Depósito de la capa AS 11 2-4 en la zona del pozo. 247 se recuperó a una profundidad de 2469-2490 m. Las dimensiones del depósito son 5 x 4,2 km, la altura es de 21 m.

Depósito de la capa AS 11 2-4 en la zona del pozo. 251 se recuperó a una profundidad de 2552-2613 m. Las dimensiones del depósito son 7 x 3,6 km, la altura es de 60 m.

Depósito de la capa AS 11 2-4 en la zona del pozo. 232 se abrió a una profundidad de 2532-2673 m. Las dimensiones del depósito son 11,5 x 5 km, la altura es de 140 m.

Depósito de la capa AS 11 2-4 en la zona del pozo. 262 se abrió a una profundidad de 2491-2501 m. Las dimensiones del depósito son de 4.5 x 4 km, la altura es de 10 m.

El yacimiento AS 11 2-4 en el área del pozo 271 fue descubierto a una profundidad de 2550-2667 m. El tamaño del depósito es de 14 x 5 km.

Depósito de la capa AS 11 2-4 en la zona del pozo. Se abrieron 151 a una profundidad de 2464-2501 m. Las dimensiones del depósito son 5,1 x 3 km, la altura es de 37 m.

Depósito de la capa AS 11 2-4 en la zona del pozo. 293 se recuperó a una profundidad de 2612-2652 m. Las dimensiones del depósito son 6.2 x 3.6 km, la altura es de 40 m.

Los depósitos del estrato AS 11 1 están confinados principalmente a la parte del arco en forma de una amplia franja de rumbo nororiental, limitada en tres lados por zonas arcillosas.

El depósito principal AC 11 1 es el segundo en valor dentro del campo Priobskoye, que fue descubierto a profundidades de 2421-2533 m. 259. Débitos petróleo varían de 2,46 m 3 / día a un nivel dinámico de 1195 m (pozo 243) a 118 m 3 / día a través de un estrangulador de 8 mm (pozo 246). Saturado de aceite los espesores varían de 0,4 m (pozo 172) a 41,6 (pozo 246). El tamaño del depósito es de 48 x 15 km, la altura es de hasta 112 m, el tipo se tamiza litológicamente.

Depósitos de la formación AS 11 0. El reservorio AS 11 0 tiene una zona de desarrollo reservorio muy insignificante en forma de cuerpos lenticulares, confinada a las secciones sumergidas de la parte cercana al frente.

Depositar AS 11 0 en el área del pozo. 408 se recuperó a una profundidad de 2432-2501 m. Las dimensiones del depósito son 10,8 x 5,5 km, la altura es de 59 m, el tipo se tamiza litológicamente. Débito petróleo de pozo. 252 fue de 14,2 m3 / día a Нд = 1410 m.

Depositar AS 11 0 en el área del pozo. 172 fue penetrado por un pozo a una profundidad de 2442-2446 my tiene unas dimensiones de 4,7 x 4,1 km, una altura de 3 m. petróleo ascendió a 4,8 m 3 / día a Нд = 1150 m.

Depositar AS 11 0 en el área del pozo. 461 mide 16 x 6 km. Aceite saturado el espesor varía de 1,6 a 4,8 m El tipo de yacimiento se tamiza litológicamente. Débito petróleo de pozo. 461 fue de 15,5 m 3 / día, Nd = 1145 m.

Depositar AS 11 0 en el área del pozo. 425 fue penetrado por un pozo. Aceite saturado capacidad - 3,6 m. petróleo ascendió a 6,1 m 3 / día a Нд = 1260 m.

El horizonte AS 10 fue penetrado dentro de la zona central del campo Priobskoye, donde están confinados a los lugares más sumergidos de la parte casi superior, así como al ala suroeste de la estructura. La división del horizonte en capas АС 10 1, АС 10 2-3 (en las partes central y oriental) y АС 10 2-3 (en la parte occidental) es hasta cierto punto condicional y está determinada por las condiciones de ocurrencia , formación de estos depósitos, teniendo en cuenta la composición litológica de las rocas y las características físico-químicas aceites.

El depósito principal AS 10 2-3 se abrió a profundidades de 2427-2721 my está ubicado en la parte sur del campo. Débito petróleo están en el rango de 1,5 m 3 / día a 8 mm de estrangulamiento (pozo 181) a 10 m 3 / día a Nd = 1633 m (pozo 421). Saturado de aceite los espesores varían de 0,8 m (pozo 180) a 15,6 m (pozo 181). Las dimensiones del depósito son de 31 x 11 km, la altura es de hasta 292 m, el depósito está tamizado litológicamente.

Depositar AS 10 2-3 en el área del pozo. 243 se abrieron a profundidades de 2393-2433 m. Débito petróleo es de 8,4 m 3 / día a Нд = 1248 m (pozo 237). Saturado de aceite espesor - 4.2 - 5 m.Dimensiones 8 x 3.5 km, altura hasta 40 m.Tipo de depósito - apantallado litológicamente.

Depositar AS 10 2-3 en el área del pozo. 295 se abrió a una profundidad de 2500-2566 my está controlado por las zonas de formación de arcilla. Saturado de aceite los espesores varían de 1,6 a 8,4 m. 295, 3.75 m 3 / día se obtuvo en Hd = 1100 m. Las dimensiones del depósito son 9.7 x 4 km, la altura es de 59 m.

El depósito principal AC 10 1 se abrió a profundidades de 2374-2492 m. Las zonas de reemplazo de los reservorios controlan el depósito desde tres lados, y en el sur, su límite se trazó condicionalmente a una distancia de 2 km del pozo. 259 y 271. Saturado de aceite los espesores varían de 0,4 (pozo 237) a 11,8 m (pozo 265). Débito petróleo: de 2,9 m 3 / día a Нд = 1064 m (pozo 236) a 6,4 m 3 / día a un estrangulador de 2 mm. Las dimensiones del depósito son de 38 x 13 km, la altura es de hasta 120 m, el tipo de depósito se tamiza litológicamente.

Deposite AS 10 1 en el área del pozo. 420 fue recuperado a profundidades de 2480-2496 m. Las dimensiones del depósito son 4.5 x 4 km, la altura es de 16 m.

Deposite AS 10 1 en el área del pozo. 330 se recuperó a profundidades de 2499-2528 m. Las dimensiones del depósito son 6 x 4 km, la altura es de 29 m.

Deposite AS 10 1 en el área del pozo. Se recuperaron 255 a profundidades de 2468-2469 m El tamaño del depósito es de 4 x 3,2 km.

La sección del estrato AS 10 se completa con el estrato productivo AS 10 0. Dentro de los cuales se han identificado tres depósitos, ubicados en forma de cadena de impacto submarino.

Depositar AS 10 0 en el área del pozo. 242 se recuperó a profundidades de 2356-2427 my se tamiza litológicamente. Débito petróleo son 4.9 - 9 m 3 / día en Nd-1261-1312 m. Saturado de aceite el espesor es de 2.8 - 4 m, las dimensiones del depósito son de 15 x 4.5 km, la altura es de hasta 58 m.

Depositar AS 10 0 en el área del pozo. 239 fue recuperado a profundidades de 2370-2433 m. petróleo son 2,2 - 6,5 m 3 / día en Nd-1244-1275 m. Saturado de aceite el espesor es de 1.6-2.4 m. Las dimensiones del depósito son de 9 x 5 km, la altura es de hasta 63 m.

Depositar AS 10 0 en el área del pozo. 180 se recuperó a profundidades de 2388-2391 my se tamiza litológicamente. Aceite saturado espesor - 2.6 m. Afluencia petróleo ascendió a 25,9 m 3 / día en Nd-1070 m.

La cobertura sobre el horizonte AC 10 está representada por un miembro de rocas arcillosas, que varía de 10 a 60 m de este a oeste.

Las rocas arenoso-limolitas de la formación AS 9 tienen una distribución limitada y se presentan en forma de ventanas de facies, gravitando principalmente hacia las partes noreste y este de la estructura, así como hacia la zambullida suroeste.

Depósito de formación AS 9 en el área del pozo. 290 se recuperó a profundidades de 2473-2548 my está confinado a la parte occidental del campo. Saturado de aceite los espesores oscilan entre 3,2 y 7,2 m. petróleo son 1.2 - 4.75 m 3 / día con Nd - 1382-1184 m. El tamaño del depósito es de 16.1 x 6 km, la altura es de hasta 88 m.

En el este del campo, se han identificado dos pequeños depósitos (6 x 3 km). Saturado de aceite los espesores varían de 0,4 a 6,8 m. petróleo 6 y 5,6 m 3 / día a Нд = 1300-1258 m Los depósitos se criban litológicamente.

Completando los sedimentos productivos neocomianos se encuentra la formación AS 7, que tiene un patrón muy mosaico en su ubicación. con aceite y acuíferos.

El reservorio este de la formación AC 7 más grande en el área se recuperó a profundidades de 2291-2382 m. En tres lados está delimitado por zonas de reemplazo del reservorio, y en el sur su límite es condicional y se traza a lo largo de una línea que pasa a 2 km de pozos 271 y 259. El depósito está orientado de suroeste a noreste. Afluentes petróleo: 4,9 - 6,7 m 3 / día a Нд = 1359-875 m. Saturado de aceite los espesores varían de 0,8 a 7,8 m. Las dimensiones del depósito litológicamente tamizado son de 46 x 8,5 km, la altura es de hasta 91 m.

Depositar AS 7 en el área del pozo. 290 se abrió a una profundidad de 2302-2328 m. Cojinete de aceite el espesor es de 1,6 a 3 m. 290 recibieron 5,3 m 3 / día petróleo a P = 15 MPA. El tamaño del depósito es de 10 x 3,6 km, la altura es de 24 m.

Depositar AS 7 en el área del pozo. 331 se abrió a una profundidad de 2316-2345 my es un cuerpo lenticular arqueado. Saturado de aceite los espesores varían de 3 a 6 m. 331 entradas recibidas petróleo 1,5 m 3 / día a Нд = 1511 m Las dimensiones del depósito litológicamente tamizado son 17 x 6,5 km, la altura es de 27 m.

Depositar AS 7 en el área del pozo. 243 se abrieron a una profundidad de 2254-2304 m. Saturado de aceite espesor 2.2-3.6 m Dimensiones 11.5 x 2.8 km, altura - 51 m. Bien. 243 recibidos petróleo 1,84 m 3 / día en Nd-1362 m.

Depositar AS 7 en el área del pozo. 259, recuperado a una profundidad de 2300 m, es una lente de arenisca. Aceite saturado espesor 5,0 m.Dimensiones 4 x 3 km.

Campo Priobskoye

Breves características geológicas y de campo de los reservorios.

Campo Priobskoye

Características petrofísicas de los reservorios.

Características fisicoquímicas petróleo y gas

Composición y propiedades de las aguas de formación

El campo de petróleo y gas de Priobskoye está ubicado geográficamente en el distrito autónomo de Khanty-Mansiysk de la región de Tyumen de la Federación de Rusia. La ciudad más cercana al campo Priobskoye es Nefteyugansk (ubicada a 200 km al este del campo).

El campo Priobskoye fue descubierto en 1982. El campo se caracteriza por ser multicapa y de baja productividad. El territorio está cortado por el río Ob, es pantanoso y durante el período de inundaciones está mayormente inundado; hay zonas de desove para los peces. Como se señala en los materiales del Ministerio de Combustible y Energía de la Federación de Rusia presentados a la Duma Estatal, estos factores complican el desarrollo y requieren importantes recursos financieros para la aplicación de las últimas tecnologías altamente eficientes y respetuosas con el medio ambiente.

La licencia para el desarrollo del campo Priobskoye pertenece a la subsidiaria de Rosneft, Rosneft-Yuganskneftegaz.

Según los cálculos de los especialistas, el desarrollo del campo bajo el sistema tributario existente no es rentable e imposible. Según los términos de la PSA, la producción de petróleo durante 20 años ascenderá a 274,3 millones de toneladas, los ingresos estatales - $ 48,7 mil millones.

Las reservas recuperables del campo Priobskoye son 578 millones de toneladas de petróleo, gas: 37 mil millones de metros cúbicos. El período de desarrollo bajo los términos de PSA es de 58 años. El nivel máximo de producción es de 19,9 mil millones. toneladas para el año 16 de desarrollo. El financiamiento inicial fue de $ 1.3 mil millones según el plan. Gastos de capital: $ 28 mil millones, costos operativos: $ 27,28 mil millones. Las direcciones probables de transporte de petróleo desde el campo son Ventspils, Novorossiysk, Odessa, "Druzhba".

En 1991, Yugansneftegaz y Amos comenzaron a discutir la posibilidad de un desarrollo conjunto de la parte norte del campo Priobskoye. En 1993, Amoso ​​participó en una licitación internacional por el derecho de uso del subsuelo en los campos del Okrug autónomo de Khanty-Mansi y fue declarada ganadora de la licitación por el derecho exclusivo a convertirse en socio extranjero en el desarrollo de la Campo Priobskoye junto con Yuganskneftegaz.

En 1994, Yuganskneftegaz y Amoso ​​prepararon y presentaron al gobierno un borrador de acuerdo de producción compartida y un estudio de viabilidad ambiental y económica teniko para el proyecto.

A principios de 1995, se presentó al gobierno un estudio de viabilidad adicional, que fue modificado en el mismo año a la luz de los nuevos datos sobre el terreno.
En 1995, la Comisión Central para el Desarrollo de los Campos de Petróleo y Petróleo y Gas del Ministerio de Combustible y Energía de la Federación de Rusia y el Ministerio de Protección Ambiental y Recursos Naturales de la Federación de Rusia aprobaron un esquema revisado para el desarrollo del campo. y la parte medioambiental de la documentación del anteproyecto.

El 7 de marzo de 1995, el entonces primer ministro Viktor Chernomyrdin emitió una orden para formar una delegación gubernamental de representantes del Okrug autónomo de Khanty-Mansi y varios ministerios y departamentos para negociar un PSA para el desarrollo de la parte norte de Priobskoye. campo.

En julio de 1996, en Moscú, una comisión conjunta ruso-estadounidense de cooperación económica y técnica emitió una declaración conjunta sobre la prioridad de los proyectos energéticos, entre los que se nombró específicamente el campo Priobskoye. La declaración conjunta indica que ambos gobiernos están acogiendo con satisfacción el compromiso de concluir un acuerdo de producción compartida para este proyecto antes de la próxima reunión de la comisión en febrero de 1997.

A finales de 1998, el socio de Yuganskneftegaz en el proyecto de desarrollo del campo Priobskoye, la empresa estadounidense Amoso, fue absorbida por la empresa británica British Petroleum.

A principios de 1999, BP / Amoso ​​anunció oficialmente su retirada de la participación en el proyecto de desarrollo del campo Priobskoye.

Historia étnica del campo Priobskoye.

Desde la antigüedad, el área del depósito fue habitada por Khanty. Los Khanty desarrollaron sistemas sociales complejos, llamados principados, y en los siglos XI-XII. tenían grandes asentamientos tribales con capiteles fortificados, que eran gobernados por príncipes y defendidos por tropas profesionales.

Los primeros contactos conocidos de Rusia con este territorio tuvieron lugar en el siglo X o XI. En este momento, las relaciones comerciales comenzaron a desarrollarse entre la población rusa y la indígena de Siberia Occidental, lo que trajo cambios culturales a la vida de los aborígenes. Aparecieron utensilios y telas de hierro y cerámica para el hogar y se convirtieron en una parte material de la vida de los Khanty. El comercio de pieles ha adquirido una gran importancia como medio de obtención de estos bienes.

En 1581, Siberia Occidental fue anexionada a Rusia. Los príncipes fueron reemplazados por el gobierno zarista y los impuestos se pagaron al tesoro ruso. En el siglo XVII, los funcionarios zaristas y el personal de servicio (cosacos) comenzaron a establecerse en este territorio, y se desarrollaron aún más los contactos entre los rusos y los Khanty. Como resultado de contactos más estrechos, los rusos y los khanty comenzaron a adoptar los atributos de la forma de vida de cada uno. Los Khanty comenzaron a usar armas y trampas, algunos, siguiendo el ejemplo de los rusos, comenzaron a criar ganado y caballos. Los rusos tomaron prestadas algunas técnicas de caza y pesca de los Khanty. Los rusos adquirieron tierras y zonas de pesca de Khanty, y en el siglo XVIII, la mayor parte de la tierra de Khanty se vendió a colonos rusos. La influencia cultural rusa se expandió a principios del siglo XVIII con la introducción del cristianismo. Al mismo tiempo, el número de rusos siguió aumentando y, a finales del siglo XVIII, la población rusa en esta zona superaba en número a los khanty cinco veces. La mayoría de las familias Khanty tomaron prestada la agricultura, la cría de ganado y la jardinería de los rusos.

La asimilación de Khanty a la cultura rusa se aceleró con el establecimiento del poder soviético en 1920. La política soviética de integración social trajo un sistema educativo unificado a la región. Los niños Khanty solían ser enviados de sus familias a internados durante un período de 8 a 10 años. Muchos de ellos, después de dejar la escuela, ya no pudieron volver a la forma de vida tradicional, sin tener las habilidades necesarias para ello.

La colectivización, iniciada en la década de 1920, tuvo un impacto significativo en el carácter etnográfico del territorio. En los años 50-60, comenzó la formación de grandes granjas colectivas y varios asentamientos pequeños desaparecieron a medida que la población se unía en asentamientos más grandes. En la década de 1950, los matrimonios mixtos entre rusos y Khanty se generalizaron, y casi todos los Khanty nacidos después de la década de 1950 nacieron en matrimonios mixtos. Desde los años 60, cuando rusos, ucranianos, bielorrusos, moldavos, chuvashes, bashkires, ávaros y representantes de otras nacionalidades emigraron a la región, el porcentaje de khanty ha disminuido aún más. En la actualidad, los Khanty representan un poco menos del 1 por ciento de la población del Okrug autónomo de Khanty-Mansi.

Además de los Khanty, los Mansi (33%), Nenets (6%) y Selkups (menos del 1%) viven en el territorio del campo Priobskoye.

Las nuevas tecnologías y la política competente de Yuganskneftegaz han mejorado el estado del campo petrolífero Priobskoye, cuyas reservas geológicas se encuentran en el nivel de 5 mil millones de toneladas de petróleo.

Priobskoye NM es un campo de producción de petróleo gigante en Rusia. Este campo remoto y de difícil acceso se encuentra a 70 km de la ciudad de Khanty-Mansiysk y a 200 kilómetros de la ciudad de Nefteyugansk. Está incluido en la provincia de petróleo y gas de Siberia Occidental. Aproximadamente el 80% del Priobskoye NM se encuentra directamente en la llanura aluvial del río Ob y está dividido por el agua en dos partes. La peculiaridad de Priobskoye son las inundaciones durante los períodos de inundaciones.

Las principales características geológicas y físicas del campo.

Una característica distintiva de Priobskoye es una estructura geológica complicada, caracterizada por la formación de múltiples capas y un bajo grado de productividad. Los reservorios de las principales formaciones productivas se distinguen por baja permeabilidad, contenido insignificante neto a bruto, alto contenido de arcilla y alta disección. Estos factores implican el uso de tecnologías de fracturamiento hidráulico en el proceso de desarrollo.

La ubicación de los depósitos no supera los 2,6 km. Los índices de densidad del petróleo son de 0,86 a 0,87 toneladas por m³. La cantidad de parafinas es moderada y no supera el 2,6%, la cantidad de azufre es de aproximadamente el 1,35%.