Harta câmpului Ob cu tufișuri pe malul stâng. Priobskoye nm este un câmp petrolier complex, dar promițător din Khmao

Câmpul Priobskoye este situat în partea centrală a Câmpiei Siberiei de Vest. Din punct de vedere administrativ, se află în regiunea Khanty-Mansiysk, la 65 km est de orașul Khanty-Mansiysk și la 100 km vest de orașul Khanty-Mansiysk. Nefteiugansk.

În perioada 1978-1979. Ca rezultat al studiului seismic detaliat al MOU CDP, a fost identificată ridicarea Priobskoe. Din acest moment, începe un studiu detaliat al structurii geologice a teritoriului: dezvoltarea pe scară largă a explorării seismice în combinație cu adâncimi. foraj.

Câmpul Priobskoye a fost descoperit în 1982 ca urmare a forajși testarea puțului 151, când s-a obținut un flux comercial ulei debit de 14,2 m 3 / zi la șoc de 4 mm de la intervalele 2885-2977 m (Tyumenskaya suite YUS 2) și 2463-2467 m (formația AS 11 1) - 5,9 m 3 / zi la un nivel dinamic de 1023 m.

Structura Priobskaya, conform hărții tectonice a acoperirii platformei mezo-cenozoice.

Geosinecliza Siberiei de Vest, situată în zona de joncțiune a depresiunii Khanty-Mansi, a megafoldului Lyaminsky, a grupurilor de ridicări Salym și West Lyaminsky.

Structurile de ordinul întâi sunt complicate de ridicări sub formă de umflături și în formă de cupolă de ordinul al doilea și structuri anticlinale locale separate, care fac obiectul lucrărilor de prospectare și explorare asupra uleiși gaz.

Formațiunile productive din câmpul Priobskoye sunt formațiuni din grupul „AC”: AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Stratigrafic, aceste straturi aparțin depozitelor cretacice ale suitei superioare Vartovskaya. Din punct de vedere litologic, Formațiunea Vartovskaya Superioară este compusă din intercalarea frecventă și neuniformă a noroiilor cu gresii și siltstones. Pietrele de noroi sunt gri închis, cenușii cu o nuanță verzuie, mătăsoase, micacee. Gresiile și siltstones sunt gri, argiloase, micacee, cu granulație fină. Printre noroi și gresii se întâlnesc straturi intermediare de calcare argiloase, noduli de siderit.

Rocile conțin detritus vegetal carbonizat, rar bivalve (inocerame) conservate prost și moderat.

Rocile permeabile din straturile productive au lovire nord-estică și submeridiană. Aproape toate formațiunile se caracterizează printr-o creștere a grosimii efective totale, a raportului net-brut, în principal către părțile centrale ale zonelor de dezvoltare a rezervorului, pentru a crește proprietățile rezervorului și, în consecință, întărirea materialului clastic are loc în est ( pentru straturile orizontului AS 12) şi direcţiile nord-estice (pentru orizontul AC 11).

Orizontul AC 12 este un corp nisipos gros alungit de la sud-vest spre nord-est sub forma unei benzi late cu grosimi maxime de net în partea centrală de până la 42 m (puţul 237). În acest orizont se disting trei obiecte: straturi АС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.

Depozitele formațiunii AS 12 3 se prezintă sub forma unui lanț de corpuri lenticulare nisipoase cu lovitură de nord-est. Grosimile efective variază de la 0,4 m până la 12,8 m, valorile mai mari fiind limitate la depozitul principal.

Zăcământul principal AS 12 3 a fost recuperat la adâncimi de -2620 și -2755 m și este ecranat litologic din toate părțile. Dimensiunile depozitului sunt de 34 x 7,5 km, iar înălțimea este de 126 m.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 241 a fost recuperat la adâncimi de -2640-2707 m și este limitat la ridicarea locală Khanty-Mansiysk. Rezervorul este controlat din toate părțile de zonele de înlocuire a rezervorului. Dimensiunile depozitului sunt de 18 x 8,5 km, inaltimea de 76 m.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 234 a fost recuperat la adâncimi de 2632-2672 m și reprezintă o lentilă de gresie la adâncimea vestică a structurii Priobskaya. Dimensiunile depozitului sunt de 8,5 x 4 km, iar inaltimea de 40 m, tipul este cernut litologic.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 15-С a fost recuperat la adâncimi de 2664-2689 m în marginea structurală Seliyarovskiy. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 11,5 x 5,5 km, iar înălțimea este de 28 m.

Depozitul AS 12 1-2 este principalul și este cel mai mare din domeniu. Se limitează la un monoclin complicat de ridicări locale de amplitudine mică (zona puțurilor 246, 400) cu zone de tranziție între ele. Pe trei laturi este delimitat de ecrane litologice, iar numai în sud (până în zona Vostochno-Frolovskaya) colecționarii tind să se dezvolte. Cu toate acestea, având în vedere distanțele semnificative, limita rezervorului este încă limitată condiționat de o linie care se întinde la 2 km sud de sondă. 271 și 259. Saturat cu ulei grosimile variază într-o gamă largă de afluenți de la 0,8 m (puțul 407) la 40,6 m (puțul 237). ulei până la 26 m 3 / zi la un şoc de 6 mm (puţ 235). Dimensiunile depozitului sunt de 45 x 25 km, inaltimea de 176 m.

Depuneți AS 12 1-2 în zona puțului. 4-KhM a fost recuperat la adâncimi de 2659-2728 m și este limitat la o lentilă nisipoasă pe versantul nord-vestic al ridicării locale Khanty-Mansiysk. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 la 1,2 m. Dimensiunile depozitului sunt de 7,5 x 7 km, înălțimea este de 71 m.

Depuneți AS 12 1-2 în zona puțului. 330 recuperate la adâncimi de 2734-2753m Saturat cu ulei grosimea variază de la 2,2 la 2,8 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 11 x 4,5 km, înălțimea de 9 m. Tipul este ecranat litologic.

Depozitele stratului AS 12 0 - cel principal - au fost deschise la adâncimi de 2421-2533 m. Este un corp lenticular orientat de la sud-vest spre nord-est. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,6 (forajul 172) la 27 m (forajul 262). Afluenţii ulei până la 48m 3 / zi pe șoc de 8 mm. Dimensiunile zăcământului ecranat litologic sunt de 41 x 14 km, înălțimea de 187 m. Depozit AS 12 0 în zona forajului nr. 331 este recuperat la adâncimi de 2691-2713 m și reprezintă o lentilă de roci nisipoase. Ulei saturat grosimea acestui puț este de 10 m. Dimensiuni 5 x 4,2 km, înălțime - 21 m. ulei- 2,5 m 3 / zi la Нд = 1932 m.

Depozitul stratului AS 11 2-4 este de tip cernut litologic, sunt 8 in total, cu 1-2 sonde patrunse. Din punct de vedere al suprafeței, depozitele sunt situate sub formă de 2 lanțuri de lentile în partea de est (cea mai ridicată) și în vest în partea mai scufundată a structurii monoclinale. Saturat cu ulei grosimile din est cresc de 2 sau mai multe ori comparativ cu fântânile vestice. Intervalul total de schimbare este de la 0,4 la 11 m.

Rezervorul AS 11 2-4 din zona puțului 246 a fost descoperit la o adâncime de 2513-2555 m. Dimensiunile rezervorului sunt de 7 x 4,6 km, înălțimea este de 43 m.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 247 a fost recuperat la o adâncime de 2469-2490 m. Dimensiunile depozitului sunt de 5 x 4,2 km, înălțimea este de 21 m.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 251 a fost recuperat la o adâncime de 2552-2613 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 7 x 3,6 km, înălțimea este de 60 m.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 232 a fost deschis la o adâncime de 2532-2673m. Dimensiunile depozitului sunt de 11,5 x 5 km, inaltimea de 140 m.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 262 a fost deschis la o adâncime de 2491-2501m. Dimensiunile depozitului sunt de 4,5 x 4 km, inaltimea de 10 m.

Rezervorul AS 11 2-4 din zona sondei 271 a fost descoperit la o adâncime de 2550-2667 m. Dimensiunea depozitului este de 14 x 5 km.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 151 au fost deschise la o adâncime de 2464-2501m. Dimensiunile depozitului sunt de 5,1 x 3 km, inaltimea de 37 m.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 293 a fost recuperat la o adâncime de 2612-2652 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 6,2 x 3,6 km, înălțimea este de 40 m.

Depozitele stratului AS 11 1 sunt limitate în principal la porțiunea apropiată de arc sub forma unei fâșii largi de lovitură de nord-est, limitată pe trei laturi de zone argiloase.

Depozitul principal AC 11 1 este al doilea ca valoare din câmpul Priobskoye, care a fost deschis la adâncimi de 2421-2533 m. 259. Debite ulei variază de la 2,46 m 3 / zi la un nivel dinamic de 1195 m (puţ 243) până la 118 m 3 / zi printr-un şocul de 8 mm (puţ 246). Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 m (puţ 172) până la 41,6 (puţ 246). Dimensiunea depozitului este de 48 x 15 km, înălțimea este de până la 112 m, tipul este cernat litologic.

Depozitele formaţiunii AS 11 0. Formaţiunea AS 11 0 are o zonă foarte nesemnificativă de dezvoltare a rezervorului sub formă de corpuri lenticulare, limitate la secţiunile scufundate ale părţii aeriene.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 408 a fost recuperat la o adâncime de 2432-2501 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 10,8 x 5,5 km, înălțimea este de 59 m, tipul este cernat litologic. Debit ulei din fântână. 252 a fost de 14,2 m3/zi la Нд = 1410 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 172 a fost pătruns de o fântână la o adâncime de 2442-2446 m și are dimensiunile de 4,7 x 4,1 km, o înălțime de 3 m. ulei s-a ridicat la 4,8 m 3 / zi la Нд = 1150 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 461 masoara 16 x 6 km. Ulei saturat grosimea variază de la 1,6 la 4,8 m. Tipul de rezervor este cernut litologic. Debit ulei din fântână. 461 a fost de 15,5 m 3 / zi, Nd = 1145 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 425 a fost pătruns de o fântână. Ulei saturat capacitate - 3,6 m. ulei s-a ridicat la 6,1 m 3 / zi la Нд = 1260 m.

Orizontul AS 10 este pătruns în zona centrală a câmpului Priobskoye, unde se limitează la locurile mai scufundate din partea superioară, precum și la aripa de sud-vest a structurii. Împărțirea orizontului în straturi АС 10 1, АС 10 2-3 (în părțile centrale și de est) și АС 10 2-3 (în partea de vest) este într-o anumită măsură condiționată și este determinată de condițiile de apariție. , formarea acestor depozite, ținând cont de compoziția litologică a rocilor și de caracteristicile fizico-chimice uleiuri.

Zăcământul principal AS 10 2-3 a fost deschis la adâncimi de 2427-2721 m și este situat în partea de sud a câmpului. Debit ulei sunt în intervalul de la 1,5 m 3 / zi la 8 mm de şoc (puţ 181) până la 10 m 3 / zi la Nd = 1633 m (puţ 421). Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,8 m (puţ 180) până la 15,6 m (puţ 181). Dimensiunile zăcământului sunt de 31 x 11 km, înălțimea este de până la 292 m, zăcământul este cernut litologic.

Depuneți AS 10 2-3 în zona puțului. 243 au fost recuperate la adancimi de 2393-2433 m. Debit ulei este de 8,4 m 3 / zi la Нд = 1248 m (puţul 237). Saturat cu ulei grosime - 4,2 - 5 m. Dimensiuni 8 x 3,5 km, înălțime până la 40 m. Tip depozit - ecranat litologic.

Depuneți AS 10 2-3 în zona puțului. 295 a fost deschis la o adâncime de 2500-2566 m și este controlat de zonele argiloase de formare. Saturat cu ulei grosimi variază de la 1,6 la 8,4 m. 295, 3,75 m 3 / zi a fost obținut la Нд = 1100 m. Dimensiunile depozitului sunt de 9,7 x 4 km, înălțimea este de 59 m.

Zăcământul principal AC 10 1 a fost deschis la adâncimi de 2374-2492 m. Zonele de înlocuire ale rezervoarelor controlează zăcământul din trei părți, iar în sud limita acestuia a fost trasată condiționat la o distanță de 2 km de fântână. 259 și 271. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 (puţ 237) la 11,8 m (puţ 265). Debit ulei: de la 2,9 m 3 / zi la Нд = 1064 m (forajul 236) până la 6,4 m 3 / zi la un șoc de 2 mm. Dimensiunile zăcământului sunt de 38 x 13 km, înălțimea este de până la 120 m, tipul zăcământului este cernut litologic.

Depuneți AS 10 1 în zona puțului. 420 a fost recuperat la adâncimi de 2480-2496 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 4,5 x 4 km, înălțimea este de 16 m.

Depuneți AS 10 1 în zona puțului. 330 a fost recuperat la adâncimi de 2499-2528 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 6 x 4 km, înălțimea este de 29 m.

Depuneți AS 10 1 în zona puțului. 255 au fost recuperate la adâncimi de 2468-2469 m. Dimensiunea zăcământului este de 4 x 3,2 km.

Secțiunea stratului AS 10 este completată de stratul productiv AS 10 0. În cadrul căruia au fost identificate trei zăcăminte, situate sub forma unui lanț de lovire submeridiană.

Depuneți AS 10 0 în zona puțului. 242 a fost recuperat la adâncimi de 2356-2427 m și este cernut litologic. Debit ulei sunt 4,9 - 9 m 3 / zi la Nd-1261-1312 m. Saturat cu ulei grosimea este de 2,8 - 4 m. Dimensiunile depozitului sunt de 15 x 4,5 km, inaltimea este de pana la 58 m.

Depuneți AS 10 0 în zona puțului. 239 a fost recuperat la adâncimi de 2370-2433 m. ulei sunt 2,2 - 6,5 m 3 / zi la Nd-1244-1275 m. Saturat cu ulei grosimea este de 1,6-2,4 m. Dimensiunile depozitului sunt de 9 x 5 km, inaltimea este de pana la 63 m.

Depuneți AS 10 0 în zona puțului. 180 a fost recuperat la adâncimi de 2388-2391 m și este cernut litologic. Ulei saturat grosime - 2,6 m. Aflux ulei a însumat 25,9 m 3 / zi la Nd-1070 m.

Acoperirea de deasupra orizontului AS 10 este reprezentată de un membru de roci argiloase, variind de la 10 la 60 m de la est la vest.

Rocile nisipos-siltstone din formațiunea AS 9 sunt de distribuție limitată și sunt prezentate sub formă de ferestre facies, gravitând în principal spre părțile de nord-est și est ale structurii, precum și spre plonjonul de sud-vest.

Depunerea stratului AS 9 în zona puțului. 290 a fost recuperat la adâncimi de 2473-2548 m și se limitează la partea de vest a câmpului. Saturat cu ulei grosimi variază de la 3,2 la 7,2 m. Rate de producţie ulei sunt 1,2 - 4,75 m 3 / zi cu Nd - 1382-1184 m. Dimensiunea depozitului este de 16,1 x 6 km, inaltimea este de pana la 88 m.

În estul câmpului au fost identificate două mici depozite (6 x 3 km). Saturat cu ulei grosimi variază de la 0,4 la 6,8 m. ulei 6 şi 5,6 m 3 / zi la Нд = 1300-1258 m. Depozitele sunt cernute litologic.

Completarea sedimentelor productive neocomiene este formația AS 7, care are un model foarte mozaic în plasare. purtătoare de uleiși acvifere.

Cel mai mare rezervor estic din zona formației AS 7 a fost recuperat la adâncimi de 2291-2382 m. Este conturat pe trei laturi de zone de înlocuire a rezervorului, iar în sud limita sa este condiționată și este trasată de-a lungul unei linii care trece la 2 km de puţurile 271 şi 259. Rezervorul este orientat de la sud-vest spre nord-est. Afluenţii ulei: 4,9 - 6,7 m 3 / zi la Нд = 1359-875 m. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,8 până la 7,8 m. Dimensiunile zăcămintei ecranate litologic sunt de 46 x 8,5 km, iar înălțimea este de până la 91 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 290 a fost deschis la o adâncime de 2302-2328 m. purtătoare de ulei grosimea este de 1,6 - 3 m. 290 au primit 5,3 m 3 / zi ulei la P = 15MPA. Dimensiunea depozitului este de 10 x 3,6 km, înălțimea este de 24 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 331 a fost deschis la o adâncime de 2316-2345 m și este un corp lenticular arcuat. Saturat cu ulei grosimile variază de la 3 la 6 m. 331 intrări primite ulei 1,5 m 3 / zi la Нд = 1511 m. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 17 x 6,5 km, înălțimea este de 27 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 243 au fost deschise la o adâncime de 2254-2304 m. Saturat cu ulei grosime 2,2-3,6 m.Dimensiuni 11,5 x 2,8 km, inaltime - 51 m. In bine. 243 primite ulei 1,84 m 3 / zi la Nd-1362 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 259, recuperat la o adâncime de 2300 m, este o lentilă de gresie. Ulei saturat grosime 5,0 m. Dimensiuni 4 x 3 km.

Câmpul Priobskoye

Scurte caracteristici geologice și de câmp ale rezervoarelor

Câmpul Priobskoye

Caracteristicile petrofizice ale rezervoarelor

Caracteristici fizico-chimice uleiși gaz

Compoziția și proprietățile apelor de formare

Câmpul de petrol și gaze Priobskoye este situat geografic în districtul autonom Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen din Federația Rusă. Orașul cel mai apropiat de câmpul Priobskoye este Nefteyugansk (situat la 200 km est de câmp).

Câmpul Priobskoye a fost descoperit în 1982. Domeniul este caracterizat ca fiind multistrat, cu productivitate scăzută. Teritoriul este tăiat de râul Ob, este mlăștinos și în perioada de inundații este în mare parte inundat; există zone de reproducere pentru pești. După cum se menționează în materialele Ministerului Combustibilului și Energiei al Federației Ruse prezentate Dumei de Stat, acești factori complică dezvoltarea și necesită resurse financiare semnificative pentru aplicarea celor mai noi tehnologii extrem de eficiente și ecologice.

Licența pentru dezvoltarea câmpului Priobskoye aparține subsidiarei Rosneft, Rosneft-Yuganskneftegaz.

Conform calculelor specialiștilor, dezvoltarea domeniului în cadrul sistemului de impozitare existent este neprofitabilă și imposibilă. Conform PSA, producția de petrol în 20 de ani se va ridica la 274,3 milioane de tone, veniturile statului - 48,7 miliarde dolari.

Rezervele recuperabile ale zăcământului Priobskoye sunt de 578 de milioane de tone de petrol, gaze - 37 de miliarde de metri cubi. Perioada de dezvoltare în condițiile PSA este de 58 de ani. Nivelul maxim de producție este de 19,9 miliarde. tone pentru al 16-lea an de dezvoltare. Finanțarea inițială a fost de 1,3 miliarde de dolari conform planului. Cheltuieli de capital - 28 miliarde dolari, costuri de exploatare - 27,28 miliarde dolari. Direcțiile posibile de transport al petrolului din câmp sunt Ventspils, Novorossiysk, Odesa, „Druzhba”.

În 1991, Yugansneftegaz și Amos au început să discute despre posibilitatea dezvoltării comune a părții de nord a câmpului Priobskoye. În 1993, Amoso ​​a participat la o licitație internațională pentru dreptul de utilizare a subsolului în câmpurile Okrugului autonom Khanty-Mansi și a fost declarat câștigător al licitației pentru dreptul exclusiv de a deveni partener străin în dezvoltarea Câmpul Priobskoye împreună cu Yuganskneftegaz.

În 1994, Yuganskneftegaz și Amoso ​​​​au pregătit și au înaintat guvernului un proiect de acord de partajare a producției și un studiu de fezabilitate tenico-economică și de mediu al proiectului.

La începutul anului 1995, a fost înaintat guvernului un studiu suplimentar de fezabilitate, care a fost modificat în același an în lumina noilor date din domeniu.
În 1995, Comisia Centrală pentru Dezvoltarea Câmpurilor de Petrol și Petrol și Gaze a Ministerului Combustibilului și Energiei al Federației Ruse și Ministerul Protecției Mediului și Resurselor Naturale al Federației Ruse au aprobat o schemă revizuită pentru dezvoltarea câmpului. și partea de mediu a documentației pre-proiect.

La 7 martie 1995, prim-ministrul de atunci Viktor Cernomyrdin a emis un ordin de formare a unei delegații guvernamentale din reprezentanții Okrugului autonom Khanty-Mansi și ai mai multor ministere și departamente pentru a negocia un PSA pentru dezvoltarea părții de nord a Priobskoye. camp.

În iulie 1996, la Moscova, comisia mixtă ruso-americană de cooperare economică și tehnică a emis o declarație comună privind prioritatea proiectelor energetice, printre care a fost denumit în mod specific câmpul Priobskoye. Declarația comună indică faptul că ambele guverne salută angajamentul de a încheia un acord de partajare a producției pentru acest proiect până la următoarea reuniune a comisiei din februarie 1997.

La sfârșitul anului 1998, partenerul lui Yuganskneftegaz în proiectul de dezvoltare a câmpului Priobskoye, compania americană Amoso, a fost preluată de compania britanică British Petroleum.

La începutul anului 1999, BP / Amoso ​​​​și-a anunțat oficial retragerea de la participarea la proiectul de dezvoltare a câmpului Priobskoye.

Istoria etnică a câmpului Priobskoye

Din cele mai vechi timpuri, zona zăcământului a fost locuită de Khanty. Khanty a dezvoltat sisteme sociale complexe, numite principate, iar în secolele XI-XII. aveau mari aşezări tribale cu capitale fortificate, care erau conduse de prinţi şi apărate de trupe profesioniste.

Primele contacte cunoscute ale Rusiei cu acest teritoriu au avut loc în secolul al X-lea sau al XI-lea. În acest moment, relațiile comerciale au început să se dezvolte între populația rusă și indigenă din Siberia de Vest, ceea ce a adus schimbări culturale în viața aborigenilor. Au apărut ustensilele și țesăturile din fier și ceramică și au devenit o parte materială a vieții Khanty. Comerțul cu blănuri a căpătat o mare importanță ca mijloc de obținere a acestor mărfuri.

În 1581, Siberia de Vest a fost anexată Rusiei. Prinții au fost înlocuiți de guvernul țarist, iar taxele au fost plătite la vistieria rusă. În secolul al XVII-lea, oficialii țariști și oamenii de serviciu (cazacii) au început să se stabilească pe acest teritoriu, iar contactele dintre ruși și Khanty s-au dezvoltat în continuare. Ca urmare a unor contacte mai strânse, rușii și Khanty au început să adopte atributele modului de viață al celuilalt. Khanty a început să folosească arme și capcane, unii, urmând exemplul rușilor, au început să crească vite și cai. Rușii au împrumutat câteva tehnici de vânătoare și pescuit de la Khanty. Rușii au achiziționat terenuri și zone de pescuit de la Khanty, iar până în secolul al XVIII-lea, cea mai mare parte a pământului Khanty a fost vândută coloniștilor ruși. Influența culturală rusă sa extins la începutul secolului al XVIII-lea odată cu introducerea creștinismului. În același timp, numărul rușilor a continuat să crească, iar până la sfârșitul secolului al XVIII-lea, populația rusă din această zonă a depășit Khanty de cinci ori. Majoritatea familiilor Khanty au împrumutat agricultura, creșterea vitelor și grădinărit de la ruși.

Asimilarea lui Khanty în cultura rusă s-a accelerat odată cu stabilirea puterii sovietice în 1920. Politica sovietică de integrare socială a adus în regiune un sistem de învățământ unificat. Copiii Khanty erau de obicei trimiși din familii la internat pentru o perioadă de 8 până la 10 ani. Mulți dintre ei, după ce au părăsit școala, nu au mai putut reveni la modul tradițional de viață, fără a avea abilitățile necesare pentru aceasta.

Colectivizarea, care a început în anii 1920, a avut un impact semnificativ asupra caracterului etnografic al teritoriului. În anii 50 și 60 a început formarea marilor ferme colective și au dispărut câteva așezări mici pe măsură ce populația s-a unificat în așezări mai mari. În anii 1950, căsătoriile mixte între ruși și Khanty s-au răspândit și aproape toți Khanty născuți după anii 1950 s-au născut în căsătorii mixte. Din anii '60, pe măsură ce rușii, ucrainenii, belarușii, moldovenii, ciuvașii, bașkirii, avarii și reprezentanții altor naționalități au migrat în regiune, procentul de Khanty a scăzut și mai mult. În prezent, Khanty reprezintă puțin mai puțin de 1% din populația regiunii autonome Khanty-Mansi.

Pe lângă Khanty, Mansi (33%), Nenets (6%) și Selkups (mai puțin de 1%) locuiesc pe teritoriul câmpului Priobskoye.

Noile tehnologii și politica competentă a lui Yuganskneftegaz au îmbunătățit starea câmpului petrolier Priobskoye, ale cărui rezerve geologice sunt la nivelul de 5 miliarde de tone de petrol.

Priobskoye NM este un câmp uriaș de producție de petrol din Rusia. Acest câmp îndepărtat și greu accesibil este situat la 70 km de orașul Khanty-Mansiysk și la 200 de kilometri de orașul Nefteyugansk. Este inclusă în provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest. Aproximativ 80% din Priobskoye NM este situat direct în câmpia inundabilă a râului Ob și este împărțit de apă în două părți. Particularitatea Priobskoye este inundațiile în perioadele de inundații.

Principalele caracteristici geologice și fizice ale câmpului

O trăsătură distinctivă a Priobskoye este o structură geologică complicată, caracterizată prin formarea cu mai multe straturi și un grad scăzut de productivitate. Rezervoarele principalelor formațiuni productive se disting prin permeabilitate scăzută, conținut net-brut nesemnificativ, conținut ridicat de argilă și disecție ridicată. Acești factori implică utilizarea tehnologiilor de fracturare hidraulică în procesul de dezvoltare.

Amplasarea depozitelor nu este mai mare de 2,6 km. Indicii de densitate a petrolului sunt egali cu 0,86–0,87 tone pe m³. Cantitatea de parafine este moderată și nu depășește 2,6%, cantitatea de sulf este de aproximativ 1,35%.