Mappa del campo Obbskoye con cespugli sulla riva sinistra. Priobskoye nm è un giacimento petrolifero complesso ma promettente a khmao

Il campo di Priobskoye si trova nella parte centrale della pianura siberiana occidentale. Amministrativamente, si trova nella regione di Khanty-Mansiysk, 65 km a est della città di Khanty-Mansiysk e 100 km a ovest della città di Khanty-Mansiysk. Nefteyugansk.

Nel periodo 1978-1979. Come risultato di un'indagine sismica dettagliata del MOU CDP, è stato identificato il sollevamento di Priobskoye. Da questo momento inizia uno studio approfondito della struttura geologica del territorio: lo sviluppo diffuso dell'esplorazione sismica in combinazione con le profonde perforazione.

Il campo di Priobskoye è stato scoperto nel 1982 a seguito di perforazione e collaudo del pozzo 151, quando si ottenne il flusso commerciale olio con una portata di 14,2 m 3 / giorno a una strozzatura di 4 mm dagli intervalli 2885-2977 m (Tyumen suite YUS 2) e 2463-2467 m (formazione AS 11 1) - 5,9 m 3 / giorno a un livello dinamico di 1023 mt.

Struttura Priobskaya, secondo la mappa tettonica della copertura della piattaforma meso-cenozoica.

Geosineclisi della Siberia occidentale, situata nella zona di giunzione della depressione Khanty-Mansi, il megafold di Lyaminsky, i gruppi di elevazioni di Salym e West Lyaminsky.

Le strutture del primo ordine sono complicate da rilievi a forma di rigonfiamento e cupola del secondo ordine e da strutture anticlinali locali separate, che sono oggetto di lavoro di prospezione ed esplorazione su olio e gas.

Le formazioni produttive nel campo di Priobskoye sono formazioni del gruppo "AC": AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Stratigraficamente, questi strati appartengono ai depositi cretacei della suite Vartovskaya superiore. Litologicamente, la Formazione Superiore Vartovskaya è composta da frequenti e irregolari intercalazioni di argille con arenarie e siltiti. Le pietre fangose ​​sono grigio scuro, grigie con una sfumatura verdastra, limose, micacee. Le arenarie e le siltiti sono grigie, argillose, micacee, a grana fine. Tra argille e arenarie, sono presenti intercalari di calcari argillosi, noduli di siderite.

Le rocce contengono detriti vegetali carbonizzati, raramente bivalvi scarsamente e moderatamente conservati (inocerami).

Le rocce permeabili degli strati produttivi hanno sciopero nord-orientale e submeridionale. Quasi tutte le formazioni sono caratterizzate da un aumento dello spessore netto totale, rapporto netto/lordo, principalmente alle parti centrali delle zone di sviluppo del giacimento, per aumentare le proprietà del giacimento e, di conseguenza, il rafforzamento del materiale clastico avviene ad est ( per gli strati dell'orizzonte AS 12) e nordest (per l'orizzonte AC 11).

Horizon AC 12 è un grosso corpo sabbioso allungato da sud-ovest a nord-est sotto forma di un'ampia fascia con spessori netti massimi nella parte centrale fino a 42 m (pozzo 237). In questo orizzonte si distinguono tre oggetti: strati АС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.

I depositi della formazione AS 12 3 si presentano sotto forma di una catena di corpi lenticolari sabbiosi con battuta nord-orientale. Gli spessori effettivi variano da 0,4 m a 12,8 m, con valori più elevati confinati al deposito principale.

Il deposito principale AS 12 3 è stato recuperato alle profondità di -2620 e -2755 m ed è litologicamente schermato da tutti i lati. Le dimensioni del deposito sono 34 x 7,5 km e l'altezza è di 126 m.

Deposito AS 12 3 nella zona del pozzo. 241 è stato aperto a una profondità di -2640-2707 m ed è limitato al sollevamento locale di Khanty-Mansiysk. Il serbatoio è controllato da tutti i lati da zone di sostituzione del serbatoio. Le dimensioni del deposito sono 18 x 8,5 km, l'altezza è 76 m.

Deposito AS 12 3 nella zona del pozzo. 234 è stato recuperato a una profondità di 2632-2672 m e rappresenta una lente di arenarie al tuffo occidentale della struttura Priobskaya. Le dimensioni del deposito sono 8,5 x 4 km, e l'altezza è di 40 m, la tipologia è litologicamente schermata.

Deposito AS 12 3 nella zona del pozzo. 15-C è stato recuperato a una profondità di 2664-2689 m all'interno della cengia strutturale di Seliyarovsky. Le dimensioni del deposito litologicamente schermato sono di 11,5 x 5,5 km e l'altezza è di 28 m.

Il deposito AS 12 1-2 è il principale ed è il più grande nel campo. È confinato a una monoclinale complicata da sollevamenti locali di piccola ampiezza (area dei fori 246, 400) con zone di transizione tra di loro. Su tre lati è delimitata da schermi litologici, e solo a sud (nella zona di Vostochno-Frolovskaya) i collettori tendono a svilupparsi. Tuttavia, date le notevoli distanze, il confine del giacimento è ancora condizionatamente limitato da una linea che corre 2 km a sud del pozzo. 271 e 259. Saturo d'olio gli spessori variano in un ampio range da 0,8 m (pozzo 407) a 40,6 m (pozzo 237) affluenti olio fino a 26 m3/giorno con strozzatura da 6 mm (ben 235). Le dimensioni del deposito sono 45 x 25 km, l'altezza è di 176 m.

Deposito AS 12 1-2 nell'area del pozzo. 4-KhM è stato recuperato a una profondità di 2659-2728 m ed è confinato in una lente sabbiosa sul versante nord-occidentale del sollevamento locale di Khanty-Mansiysk. Saturo d'olio gli spessori variano da 0,4 a 1,2 m. Le dimensioni del deposito sono 7,5 x 7 km, l'altezza è 71 m.

Deposito AS 12 1-2 nell'area del pozzo. 330 sono stati aperti a una profondità di 2734-2753 m Saturo d'olio lo spessore varia da 2,2 a 2,8 M. Le dimensioni del deposito sono 11 x 4,5 Km, l'altezza è 9 M. La tipologia è litologicamente vagliata.

I depositi dello strato AS 120 - il principale - sono stati aperti a 2421-2533 m di profondità, si tratta di un corpo lenticolare orientato da sud-ovest a nord-est. Saturo d'olio gli spessori variano da 0,6 (foro 172) a 27 m (foro 262). affluenti olio fino a 48 m3/giorno su strozzatura da 8 mm. Le dimensioni del deposito litologicamente schermato sono 41 x 14 km, l'altezza è di 187 m Deposito AS 12 0 nella zona dei pozzi. 331 è stato rinvenuto a 2691-2713 m di profondità e rappresenta una lente di rocce sabbiose. Olio saturo lo spessore in questo pozzo è di 10 m Dimensioni 5 x 4,2 km, altezza - 21 m. olio- 2,5 m 3 / giorno a Нд = 1932 m.

Il deposito della formazione AS 11 2-4 è di tipo litologicamente schermato, sono 8 in totale, con 1-2 pozzi perforati. In termini di superficie, i depositi sono localizzati sotto forma di 2 catene di lenti nella parte orientale (la più elevata) e ad ovest nella parte più sommersa della struttura monoclinale. Saturo d'olio gli spessori ad est aumentano di 2 o più volte rispetto ai pozzi occidentali. La gamma totale di variazione va da 0,4 a 11 m.

Il serbatoio AS 11 2-4 nell'area del pozzo 246 è stato scoperto ad una profondità di 2513-2555 m. Le dimensioni del serbatoio sono 7 x 4,6 km, l'altezza è 43 m.

Deposito dello strato AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 247 è stato recuperato ad una profondità di 2469-2490 m. Le dimensioni del deposito sono 5 x 4,2 km, l'altezza è 21 m.

Deposito dello strato AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 251 è stato recuperato ad una profondità di 2552-2613 m. Le dimensioni del deposito sono 7 x 3,6 km, l'altezza è di 60 m.

Deposito dello strato AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 232 è stato aperto ad una profondità di 2532-2673 m. Le dimensioni del deposito sono 11,5 x 5 km, l'altezza è di 140 m.

Deposito dello strato AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 262 è stato aperto ad una profondità di 2491-2501 m. Le dimensioni del deposito sono 4,5 x 4 km, l'altezza è di 10 m.

Il giacimento AS 11 2-4 nell'area del pozzo 271 è stato scoperto ad una profondità di 2550-2667 m. La dimensione del deposito è di 14 x 5 km.

Deposito dello strato AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 151 sono stati aperti ad una profondità di 2464-2501 m. Le dimensioni del deposito sono 5,1 x 3 km, l'altezza è 37 m.

Deposito dello strato AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 293 è stato recuperato ad una profondità di 2612-2652 m. Le dimensioni del deposito sono 6,2 x 3,6 km, l'altezza è di 40 m.

I depositi della falda AS 11 1 sono prevalentemente confinati alla parte ad arco sotto forma di un'ampia fascia di colatura nord-orientale, delimitata su tre lati da zone argillose.

Il giacimento principale AC 11 1 è il secondo per valore all'interno del campo di Priobskoye, scoperto a una profondità di 2421-2533 m.259. olio variano da 2,46 m 3/giorno ad un livello dinamico di 1195 m (pozzo 243) a 118 m 3/giorno attraverso una strozzatura di 8 mm (pozzo 246). Saturo d'olio gli spessori variano da 0,4 m (ben 172) a 41,6 (ben 246). La dimensione del deposito è di 48 x 15 km, l'altezza arriva fino a 112 m, la tipologia è litologicamente vagliata.

Depositi della formazione AS 11 0. L'invaso AS 11 0 presenta una zona di sviluppo del giacimento molto insignificante sotto forma di corpi lenticolari, confinata alle sezioni sommerse della parte quasi anteriore.

Deposito AS 11 0 nella zona del pozzo. 408 è stato recuperato ad una profondità di 2432-2501 m Le dimensioni del deposito sono 10,8 x 5,5 km, l'altezza è 59 m, la tipologia è litologicamente vagliata. Addebito olio da bene. 252 era 14,2 m3 / giorno a Нд = 1410 m.

Deposito AS 11 0 nella zona del pozzo. 172 è stato penetrato da un pozzo alla profondità di 2442-2446 me ha dimensioni di 4,7 x 4,1 km, un'altezza di 3 m. olio ammontava a 4,8 m 3 / giorno a Нд = 1150 m.

Deposito AS 11 0 nella zona del pozzo. 461 misura 16 x 6 km. Olio saturo lo spessore varia da 1,6 a 4,8 m La tipologia del serbatoio è litologicamente vagliata. Addebito olio da bene. 461 era 15,5 m 3 / giorno, Nd = 1145 m.

Deposito AS 11 0 nella zona del pozzo. 425 è stato penetrato da un pozzo. Olio saturo capacità - 3,6 m. olio ammontava a 6,1 m 3 / giorno a Нд = 1260 m.

L'orizzonte AS 10 è stato penetrato all'interno della zona centrale del campo di Priobskoye, dove sono confinati ai luoghi più sommersi della parte prossima alla sommità, nonché all'ala sud-ovest della struttura. La divisione dell'orizzonte in strati АС 10 1, АС 10 2-3 (nella parte centrale e orientale) e АС 10 2-3 (nella parte occidentale) è in una certa misura condizionata ed è determinata dalle condizioni di accadimento , formazione di tali depositi, tenuto conto della composizione litologica delle rocce e delle caratteristiche chimico fisiche oli.

Il deposito principale AS 10 2-3 è stato aperto a una profondità di 2427-2721 m e si trova nella parte meridionale del campo. Addebito olio sono nel range da 1,5 m 3 / giorno a 8 mm choke (pozzetto 181) a 10 m 3 / giorno a Nd = 1633 m (pozzo 421). Saturo d'olio gli spessori vanno da 0,8 m (well 180) a 15,6 m (well 181). Le dimensioni del deposito sono 31 x 11 km, l'altezza arriva fino a 292 m, il deposito è litologicamente vagliato.

Deposito AS 10 2-3 nell'area del pozzo. 243 sono stati aperti a una profondità di 2393-2433 m olioè 8,4 m 3 / giorno a Нд = 1248 m (pozzo 237). Saturo d'olio spessore - 4,2 - 5 m Dimensioni 8 x 3,5 km, altezza fino a 40 m Tipo di deposito - retinato litologicamente.

Deposito AS 10 2-3 nell'area del pozzo. 295 è stato aperto ad una profondità di 2500-2566 m ed è controllato dalle zone argillose di formazione. Saturo d'olio gli spessori variano da 1,6 a 8,4 m. 295, 3,75 m 3 / giorno è stato ottenuto a Hd = 1100 m. Le dimensioni del deposito sono 9,7 x 4 km, l'altezza è 59 m.

Il deposito principale AC 10 1 è stato aperto a una profondità di 2374-2492 m Le zone di sostituzione dei serbatoi controllano il deposito da tre lati e, a sud, il suo confine è stato tracciato in modo condizionale a una distanza di 2 km dal pozzo. 259 e 271. Saturo d'olio gli spessori variano da 0,4 (ben 237) a 11,8 m (ben 265). Addebito olio: da 2,9 m 3 / giorno a Нд = 1064 m (pozzo 236) a 6,4 m 3 / giorno con strozzatura di 2 mm. Le dimensioni del deposito sono 38 x 13 km, l'altezza arriva fino a 120 m, la tipologia del deposito è litologicamente vagliata.

Deposito AS 10 1 nell'area del pozzo. 420 è stato recuperato a una profondità di 2480-2496 m. Le dimensioni del deposito sono 4,5 x 4 km, l'altezza è 16 m.

Deposito AS 10 1 nell'area del pozzo. 330 è stato recuperato a una profondità di 2499-2528 m. Le dimensioni del deposito sono 6 x 4 km, l'altezza è 29 m.

Deposito AS 10 1 nell'area del pozzo. 255 sono stati recuperati a una profondità di 2468-2469 m La dimensione del deposito è di 4 x 3,2 km.

La sezione della falda AS 10 è completata dalla falda produttiva AS 10 0. All'interno del quale sono stati individuati tre depositi, localizzati sotto forma di catena di sciopero submeridiano.

Deposito AS 10 0 nell'area del pozzo. 242 è stato recuperato a una profondità di 2356-2427 m ed è sottoposto a screening litologica. Addebito olio sono 4,9 - 9 m 3 / giorno a Nd-1261-1312 m. Saturo d'olio lo spessore è 2,8 - 4 M. Le dimensioni del deposito sono 15 x 4,5 km, l'altezza è fino a 58 m.

Deposito AS 10 0 nell'area del pozzo. 239 è stato recuperato a una profondità di 2370-2433 m. olio sono 2,2 - 6,5 m 3 / giorno a Nd-1244-1275 m. Saturo d'olio lo spessore è 1,6-2,4 M. Le dimensioni del deposito sono 9 x 5 km, l'altezza è fino a 63 m.

Deposito AS 10 0 nell'area del pozzo. 180 è stato recuperato a una profondità di 2388-2391 m ed è sottoposto a screening litologica. Olio saturo spessore - 2,6 m. Afflusso olio ammontava a 25,9 m 3 / giorno a Nd-1070 m.

La copertura sopra l'orizzonte AC 10 è rappresentata da un membro di rocce argillose variabile da 10 a 60 m da est a ovest.

Le rocce sabbiose-siltose della formazione AS 9 sono di distribuzione limitata e si presentano sotto forma di finestre di facies, gravitanti principalmente sulle parti nord-orientale e orientale della struttura, nonché sul tuffo sud-occidentale.

Deposito dello strato AS 9 nell'area del pozzo. 290 è stato recuperato a una profondità di 2473-2548 m ed è confinato alla parte occidentale del campo. Saturo d'olio gli spessori vanno da 3,2 a 7,2 m. olio sono 1,2 - 4,75 m 3 / giorno con Nd - 1382-1184 M. La dimensione del deposito è 16,1 x 6 km, l'altezza è fino a 88 m.

Ad est del campo sono stati individuati due piccoli depositi (6 x 3 km). Saturo d'olio gli spessori variano da 0,4 a 6,8 m. olio 6 e 5,6 m 3 / giorno a Нд = 1300-1258 m I depositi sono sottoposti a screening litologica.

A completare i sedimenti produttivi neocomiani è la formazione AS 7, che ha una disposizione molto mosaico. cuscinetto ad olio e falde acquifere.

Il più grande serbatoio dell'area orientale della formazione AS 7 è stato recuperato a una profondità di 2291-2382 m.Su tre lati è delimitato da zone di sostituzione del serbatoio, e a sud il suo confine è condizionato ed è tracciato lungo una linea che passa a 2 km da pozzi 271 e 259. Il bacino è orientato da sud-ovest a nord-est. affluenti olio: 4,9 - 6,7 m 3 / giorno a Нд = 1359-875 m. Saturo d'olio gli spessori variano da 0,8 a 7,8 m. Le dimensioni del deposito litologicamente vagliato sono 46 x 8,5 km, l'altezza arriva fino a 91 m.

Deposito AS 7 nella zona del pozzo. 290 è stato aperto ad una profondità di 2302-2328 m. Cuscinetto ad olio lo spessore è 1,6 - 3 m. 290 ricevuti 5,3 m3/giorno olio a P = 15MPA. La dimensione del deposito è di 10 x 3,6 km, l'altezza è di 24 m.

Deposito AS 7 nella zona del pozzo. 331 è stato aperto ad una profondità di 2316-2345 m e rappresenta un corpo lenticolare arcuato. Saturo d'olio gli spessori variano da 3 a 6 m. 331 afflusso ricevuto olio 1,5 m 3 / giorno a Нд = 1511 m. Le dimensioni del deposito litologicamente schermato sono 17 x 6,5 km, l'altezza è 27 m.

Deposito AS 7 nella zona del pozzo. 243 sono stati aperti ad una profondità di 2254-2304 m. Saturo d'olio spessore 2,2-3,6 m. Dimensioni 11,5 x 2,8 km, altezza - 51 m. In bene. 243 ricevuti olio 1,84 m 3 / giorno a Nd-1362 m.

Deposito AS 7 nella zona del pozzo. 259, rinvenuto a 2300 m di profondità, è una lente in arenaria. Olio saturo spessore 5,0 m Dimensioni 4 x 3 km.

Campo di Priobskoye

Brevi caratteristiche geologiche e di campo dei serbatoi

Campo di Priobskoye

Caratteristiche petrofisiche dei giacimenti

Caratteristiche fisico-chimiche olio e gas

Composizione e proprietà delle acque di formazione

Il giacimento di petrolio e gas di Priobskoye si trova geograficamente nel distretto autonomo di Khanty-Mansiysk della regione di Tyumen, nella Federazione russa. La città più vicina al campo di Priobskoye è Nefteyugansk (situata a 200 km a est del campo).

Il campo di Priobskoye è stato scoperto nel 1982. Il campo è caratterizzato come multistrato, a bassa produttività. Il territorio è tagliato dal fiume Ob, è paludoso e durante il periodo di piena è per lo più allagato; ci sono zone di riproduzione per i pesci. Come notato nei materiali del Ministero del carburante e dell'energia della Federazione Russa presentati alla Duma di Stato, questi fattori complicano lo sviluppo e richiedono risorse finanziarie significative per applicare le ultime tecnologie altamente efficienti e rispettose dell'ambiente.

La licenza per lo sviluppo del campo di Priobskoye appartiene alla filiale di Rosneft, Rosneft-Yuganskneftegaz.

Secondo i calcoli degli specialisti, lo sviluppo del campo nell'ambito del sistema fiscale esistente non è redditizio e impossibile. Secondo i termini del PSA, la produzione di petrolio in 20 anni ammonterà a 274,3 milioni di tonnellate, entrate statali - $ 48,7 miliardi.

Le riserve recuperabili del giacimento di Priobskoye sono 578 milioni di tonnellate di petrolio, gas - 37 miliardi di metri cubi. Il periodo di sviluppo secondo i termini PSA è di 58 anni. Il picco di produzione è di 19,9 miliardi. tonnellate per il 16° anno di sviluppo. Il finanziamento iniziale era di $ 1,3 miliardi secondo il piano. Spese in conto capitale - $ 28 miliardi, costi operativi - $ 27,28 miliardi. Le possibili direzioni di trasporto del petrolio dal campo sono Ventspils, Novorossiysk, Odessa, "Druzhba".

Nel 1991, Yugansneftegaz e Amos iniziarono a discutere la possibilità di uno sviluppo congiunto della parte settentrionale del campo di Priobskoye. Nel 1993, Amoso ​​ha partecipato a una gara internazionale per il diritto di utilizzare il sottosuolo nei campi del Khanty-Mansi Autonomous Okrug ed è stata dichiarata vincitrice della gara per il diritto esclusivo di diventare partner straniero nello sviluppo del Campo di Priobskoye insieme a Yuganskneftegaz.

Nel 1994, Yuganskneftegaz e Amoso ​​hanno preparato e presentato al governo una bozza di accordo di condivisione della produzione e uno studio di fattibilità teniko-economico e ambientale del progetto.

All'inizio del 1995 è stato presentato al governo un ulteriore studio di fattibilità, che è stato modificato nello stesso anno alla luce dei nuovi dati sul campo.
Nel 1995, la Commissione centrale per lo sviluppo dei giacimenti petroliferi e di gas del Ministero dei combustibili e dell'energia della Federazione Russa e del Ministero della protezione dell'ambiente e delle risorse naturali della Federazione Russa ha approvato uno schema rivisto per lo sviluppo del giacimento e la parte ambientale della documentazione pre-progetto.

Il 7 marzo 1995, l'allora primo ministro Viktor Chernomyrdin emanò un ordine per formare una delegazione governativa di rappresentanti del Khanty-Mansi Autonomous Okrug e un certo numero di ministeri e dipartimenti per negoziare un PSA per lo sviluppo della parte settentrionale del Priobskoye campo.

Nel luglio 1996, a Mosca, una commissione mista russo-americana sulla cooperazione economica e tecnica ha emesso una dichiarazione congiunta sulla priorità dei progetti energetici, tra cui è stato specificamente nominato il campo di Priobskoye. La dichiarazione congiunta indica che entrambi i governi accolgono con favore l'impegno a concludere un accordo di condivisione della produzione per questo progetto entro la prossima riunione della commissione nel febbraio 1997.

Alla fine del 1998, la società americana Amoso, partner di Yuganskneftegaz nel progetto di sviluppo del campo di Priobskoye, è stata rilevata dalla società britannica British Petroleum.

All'inizio del 1999, BP / Amoso ​​ha annunciato ufficialmente il suo ritiro dalla partecipazione al progetto di sviluppo del campo di Priobskoye.

Storia etnica del campo di Priobskoye

Sin dai tempi antichi, l'area del deposito era abitata dai Khanty. I Khanty svilupparono sistemi sociali complessi, chiamati principati, e dai secoli XI-XII. avevano grandi insediamenti tribali con capitali fortificati, che erano governati da principi e difesi da truppe professionali.

I primi contatti conosciuti della Russia con questo territorio avvennero nel X o XI secolo. A quel tempo, iniziarono a svilupparsi relazioni commerciali tra la popolazione russa e quella indigena della Siberia occidentale, che portarono cambiamenti culturali nella vita degli aborigeni. Apparvero utensili e tessuti per la casa in ferro e ceramica, che divennero una parte materiale della vita dei Khanty. Il commercio delle pellicce è diventato di grande importanza come mezzo per ottenere questi beni.

Nel 1581 la Siberia occidentale fu annessa alla Russia. I principi furono sostituiti dal governo zarista e le tasse furono pagate al tesoro russo. Nel 17 ° secolo, i funzionari zaristi e le persone di servizio (cosacchi) iniziarono a stabilirsi in questo territorio e i contatti tra i russi e i Khanty furono ulteriormente sviluppati. Come risultato di contatti più stretti, i russi e i Khanty iniziarono ad adottare gli attributi del reciproco modo di vivere. I Khanty iniziarono a usare pistole e trappole, alcuni, seguendo l'esempio dei russi, iniziarono ad allevare bovini e cavalli. I russi hanno preso in prestito alcune tecniche di caccia e pesca dai Khanty. I russi acquistarono terra e zone di pesca dai Khanty e, nel XVIII secolo, la maggior parte della terra dei Khanty fu venduta ai coloni russi. L'influenza culturale russa si espanse all'inizio del XVIII secolo con l'introduzione del cristianesimo. Allo stesso tempo, il numero di russi continuò ad aumentare e alla fine del XVIII secolo la popolazione russa in quest'area superò di cinque volte i Khanty. La maggior parte delle famiglie Khanty prese in prestito l'agricoltura, l'allevamento del bestiame e il giardinaggio dai russi.

L'assimilazione dei Khanty nella cultura russa accelerò con l'instaurazione del potere sovietico nel 1920. La politica sovietica di integrazione sociale ha portato nella regione un sistema educativo unificato. I bambini Khanty venivano solitamente mandati dalle famiglie ai collegi per un periodo da 8 a 10 anni. Molti di loro, dopo aver lasciato la scuola, non potevano più tornare allo stile di vita tradizionale, senza avere le competenze necessarie per questo.

La collettivizzazione, iniziata negli anni '20, ha avuto un impatto significativo sul carattere etnografico del territorio. Negli anni 50-60 iniziò la formazione di grandi fattorie collettive e diversi piccoli insediamenti scomparvero quando la popolazione si unì in insediamenti più grandi. Negli anni '50, i matrimoni misti tra russi e Khanty si diffusero e quasi tutti i Khanty nati dopo gli anni '50 nacquero in matrimoni misti. Dagli anni '60, quando russi, ucraini, bielorussi, moldavi, ciuvasci, baschiri, avari e rappresentanti di altre nazionalità sono emigrati nella regione, la percentuale di Khanty è diminuita ancora di più. Attualmente, i Khanty costituiscono poco meno dell'1% della popolazione del Khanty-Mansi Autonomous Okrug.

Oltre ai Khanty, nel territorio del campo di Priobskoye vivono i Mansi (33%), Nenets (6%) e Selkups (meno dell'1%).

Le nuove tecnologie e la politica competente di Yuganskneftegaz hanno migliorato lo stato del giacimento petrolifero di Priobskoye, le cui riserve geologiche sono al livello di 5 miliardi di tonnellate di petrolio.

Priobskoye NM è un gigantesco giacimento di produzione di petrolio in Russia. Questo campo remoto e difficile da raggiungere si trova a 70 km dalla città di Khanty-Mansiysk e a 200 chilometri dalla città di Nefteyugansk. È incluso nella provincia petrolifera e del gas della Siberia occidentale. Circa l'80% del Priobskoye NM si trova direttamente nella pianura alluvionale del fiume Ob ed è diviso dall'acqua in due parti. La particolarità di Priobskoye è l'allagamento durante i periodi di inondazioni.

Le principali caratteristiche geologiche e fisiche del giacimento

Una caratteristica distintiva di Priobskoye è una struttura geologica complicata, caratterizzata da una formazione multistrato e un basso grado di produttività. I serbatoi delle principali formazioni produttive si distinguono per bassa permeabilità, contenuto netto/lordo insignificante, alto contenuto di argilla ed elevata dissezione. Questi fattori implicano l'uso di tecnologie di fratturazione idraulica nel processo di sviluppo.

La posizione dei depositi non è più profonda di 2,6 km. Gli indicatori della densità dell'olio sono pari a 0,86-0,87 tonnellate per m³. La quantità di paraffine è moderata e non supera il 2,6%, la quantità di zolfo è di circa 1,35%.