Надымская нефть стоит дороже, чем нефть марки brent. Нефть в надымском районе


Луцеяхское месторождение - Нефтяник Нефтяник

Луцеяхское нефтяное месторождение расположено на территории Надымского района Ямало-Ненецкого независимого округа России и располагается на Северо-Карасевском лицензионном районе.Участок частично расположен севернее 65 градуса северной широты, что дает возможность установить 0-ю ставку НДПИ. На севере и на юге участок граничит с участками из нераспределенного фонда. С учетом того вот, что на юго-западе от Северо-Карасевского участка на Пальниковском районе тоже разведаны припасы нефти, вполне можно уверенно сказать, что и участки из нераспределенного фонда тоже найдут хозяев.Северо-Карасевским НГП, какое вело геологоразведочные труды управляют приватные инвесторы чрез фонд UCP.Полевые сейсморазведочные труды проводились по методам 2D (объем — 3.175 погонных км) и 3D (5.628 кв км). Их проводили 16 предприятий на 32 лицензионных участках. Приток нефти на Луцеяхском месторождении составляет 2,88 м3/сут. Всего-навсего в 2011 году в процессе разложений в эксплуатационной колонне располагались 42 скважины, первоначалось опробование двадцатьпервый скважины, завершены разложения двадцати четырех скважин. Это превысило уровень минувшего года на 41%.

Интересные месторождения

8 Май

oilman.by

Недра

Основным богатством недр Надымского района является природный газ, нефть; из других полезных ископаемых на его территории ведется добыча песка, глины, торфа. Практически весь объем добычи нефти и газа в округе сосредоточен в Надым — Пур — Тазовском междуречье.

На территории Надымского района расположены старейшие и крупнейшие газовые месторождения страны, которые вот уже 35 лет обеспечивают самым дешевым в мире углеводородным сырьем не только Россию, но и многие страны Европы. Ежегодно здесь добывается более 170 миллиардов кубометров газа высокого качества, не содержащего вредных примесей, в основном — метанового.

В настоящее время на территории Надымского района открыто более 40 нефтегазоконденсатных месторождений, в том числе такие супергиганты по запасам углеводородов как Медвежье, Ямбургское, Уренгойское, Северо-Уренгойское, Песцовое, Северо-Комсомольское, Сугмутское, Юрхаровское. Добыча углеводородов на территории Надымского района ведется на 19 месторождениях.

Помимо «Газпром добыча Надым» добычу углеводородов на территории района ведут предприятия «Газпром добыча Уренгой», «Газпром добыча Ямбург», «Газпром нефть» «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», «Меретояханефтегаз», НК «Роснефть-Пурнефтегаз», «РИТЭК», «Нортгаз», «Юрхаровнефтегаз», «Ланрус-Недра», «Технефинвест», «Надымнефтегаз».

На территории Надымского района работают двадцать предприятий ТЭК, из них девять предприятий занимаются только поиском и оценкой месторождений нефти и газа. В процентном отношении по ЯНАО, в Надымском районе добыча углеводородов составляет: газ — 30,6%; нефть — 10,4%, газовый конденсат — 26,6%.

Сегодня в нераспределенный фонд недр Надымского района входит целый ряд нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Кроме того, он включает в себя около 21 нефтегазоперспективных объекта (СЛЛ), выявленных по данным сейсмических исследований, но недостаточно изученных либо не изученных глубоким бурением. Перспективные ресурсы Надымского района составляют более 5 млрд. тонн условного топлива, это около 150 прогнозных ловушек (СЛЛ).

Большие запасы углеводородного сырья, геолого-геофизическая изученность, наличие хорошо развитой производственной инфраструктуры на территории Надымского района — все это создает благоприятные условия для инвестирования нефтегазового комплекса как на ближайшие годы, так и на отдаленную перспективу. 

nadymregion.ru

Надымская нефть стоит дороже, чем нефть марки brent |

Нефть, добываемая в Надымском районе, стоит на рынке дороже, чем нефть марки brent.Как сообщили УралПолит.Ru в пресс-службе администрации Надыма и Надымского района, об этом заявил генеральный директор ОАО РИТЭК Валерий Грайфер, который на днях побывал с рабочим визитом в Надыме.Грайфер, представители администрации Надыма, руководители РИТЭКНадымнефть посетили Средне-Хулымское месторождение, где монтируется корпус здания химической лаборатории, в задачи которой будет входить контроль за качеством товарной нефти, а также за экологической ситуацией на месторождении.РИТЭК занимается научным исследованием, разработкой и внедрением новейших технологий и оборудования.В числе последних инноваций общества - проект горизонтального бурения французской компании Shlumberger.Специалисты оценивают возможности горизонтального бурения в повышении коэффициента нефтеотдачи на 10-15%.Эффективность и экономическая отдача такого бурения высока, радикально меняется объем капитальных вложений.Например, вместо десятка скважин достаточно одной.Кроме того, это экологически чистая система, которая не образует открытых каналов.Опытным полигоном для реализации проекта горизонтального бурения для РИТЭКа стало Средне-Хулымское нефтяное месторождение, расположенное на территории Надымского района.Проект осуществляется при непосредственном участии западных инвесторов.Генеральным подрядчиком выступает французская компания Shlumberger, бурением занимается немецкая компания Дойтаг.Первая нефть уже пошла из Среднего Хулыма в магистральный нефтепровод.Причем, по словам Грайфера, качество надымской нефти чрезвычайно велико, поэтому на рынке она стоит выше нефти brent.Виталий Сотник, ° Служба новостей УралПолит.Ru

Нефть, добываемая в Надымском районе, стоит на рынке дороже, чем нефть марки "brent".

Как сообщили "УралПолит.Ru" в пресс-службе администрации Надыма и Надымского района, об этом заявил генеральный директор ОАО "РИТЭК" Валерий Грайфер, который на днях побывал с рабочим визитом в Надыме.

Грайфер, представители администрации Надыма, руководители "РИТЭКНадымнефть" посетили Средне-Хулымское месторождение, где монтируется корпус здания химической лаборатории, в задачи которой будет входить контроль за качеством товарной нефти, а также за экологической ситуацией на месторождении.

РИТЭК занимается научным исследованием, разработкой и внедрением новейших технологий и оборудования.

В числе последних инноваций общества - проект горизонтального бурения французской компании Shlumberger.

Специалисты оценивают возможности горизонтального бурения в повышении коэффициента нефтеотдачи на 10-15%.

Эффективность и экономическая отдача такого бурения высока, радикально меняется объем капитальных вложений.

Например, вместо десятка скважин достаточно одной.

Кроме того, это экологически чистая система, которая не образует открытых каналов.

Опытным полигоном для реализации проекта горизонтального бурения для РИТЭКа стало Средне-Хулымское нефтяное месторождение, расположенное на территории Надымского района.

Проект осуществляется при непосредственном участии западных инвесторов.

Генеральным подрядчиком выступает французская компания Shlumberger, бурением занимается немецкая компания "Дойтаг".

Первая нефть уже пошла из Среднего Хулыма в магистральный нефтепровод.

Причем, по словам Грайфера, качество надымской нефти чрезвычайно велико, поэтому на рынке она стоит выше нефти "brent".

Виталий Сотник, ° Служба новостей "УралПолит.Ru"

fedpress.ru

РИТЭК Надымнефть в ближайшие годы планирует удвоить объем добычи нефти |

ОАО РИТЭК в нынешнем году на 30% увеличило добычу нефти по сравнению с девятью месяцами прошлого года, сообщает Вслух.Ru.Сделать это удалось во многом за счет интенсивного освоения Средне-Хулымского месторождения, расположенного на территории Надымского района.Об этом сообщил на прошедшей накануне пресс-конференции в Надыме генеральный директор РИТЭК Валерий Грайфер.Он подчеркнул, что для руководства головной компании очень важно постоянное внимание к ходу дел у дочки - ОАО РИТЭК Надымнефть, ведущей добычу углеводородного сырья на Средне-Хулымском и Сандибинском месторождениях.В освоении Средне-Хулымского месторождения принимает участие стратегический партнер РИТЭКа - французская компания Шлюмберже, имеющая уникальный опыт бурения горизонтальных скважин.Валерий Грайфер сообщил о практических результатах совместной работы: на месторождении пробурены две горизонтальные скважины, на выходе третья и до конца года будет введена четвертая.На территории Надымского района РИТЭК имеет лицензии минимум на 16 тысяч квадратных километров площади, перспективной для добычи нефти.Ведется разведка, поиск новых месторождений, осваиваются новые технологии их обустройства, а также самого процесса добычи.Одно из звеньев этой работы, по словам генерального директора компании РИТЭК - обкатка системы автономного энергоснабжения.На Хулыме попутный нефтяной газ не сжигается в факелах, он обеспечивает свет, тепло, работу оборудования, закачку воды в пласт.На пресс-конференции журналистов волновали также вопросы экологии и обеспечения охраны окружающей среды в зоне Сандибинского месторождения.Экология для нас не пустой звук, - ответил Валерий Грайфер. -На Сандибе созданы прекрасные бытовые условия для вахтовиков, работает биоустановка по утилизации стоков, в лесах водятся зайцы и куропатки - значит все не так плохо.Валерий Грайфер также отметил, что сегодня ОАО РИТЭК Надымнефть добывает до 1 млн тонн нефти в год (это четверть общей добычи компании).В ближайшие годы планируется удвоить этот объем.Компания исправно осуществляет

ОАО "РИТЭК" в нынешнем году на 30% увеличило добычу нефти по сравнению с девятью месяцами прошлого года, сообщает "Вслух.Ru".

Сделать это удалось во многом за счет интенсивного освоения Средне-Хулымского месторождения, расположенного на территории Надымского района.

Об этом сообщил на прошедшей накануне пресс-конференции в Надыме генеральный директор РИТЭК Валерий Грайфер.

Он подчеркнул, что для руководства головной компании очень важно постоянное внимание к ходу дел у "дочки" - ОАО "РИТЭК Надымнефть", ведущей добычу углеводородного сырья на Средне-Хулымском и Сандибинском месторождениях.

В освоении Средне-Хулымского месторождения принимает участие стратегический партнер РИТЭКа - французская компания "Шлюмберже", имеющая уникальный опыт бурения горизонтальных скважин.

Валерий Грайфер сообщил о практических результатах совместной работы: на месторождении пробурены две горизонтальные скважины, на выходе третья и до конца года будет введена четвертая.

На территории Надымского района РИТЭК имеет лицензии минимум на 16 тысяч квадратных километров площади, перспективной для добычи нефти.

Ведется разведка, поиск новых месторождений, осваиваются новые технологии их обустройства, а также самого процесса добычи.

Одно из звеньев этой работы, по словам генерального директора компании РИТЭК - обкатка системы автономного энергоснабжения.

На Хулыме попутный нефтяной газ не сжигается в факелах, он обеспечивает свет, тепло, работу оборудования, закачку воды в пласт.

На пресс-конференции журналистов волновали также вопросы экологии и обеспечения охраны окружающей среды в зоне Сандибинского месторождения.

"Экология для нас не пустой звук, - ответил Валерий Грайфер. -

На Сандибе созданы прекрасные бытовые условия для вахтовиков, работает биоустановка по утилизации стоков, в лесах водятся зайцы и куропатки - значит все не так плохо".

Валерий Грайфер также отметил, что сегодня ОАО "РИТЭК Надымнефть" добывает до 1 млн тонн нефти в год (это четверть общей добычи компании).

В ближайшие годы планируется удвоить этот объем.

Компания исправно осуществляет все платежи в государственную казну.

По словам Грайфера, РИТЭК заинтересован в укреплении связей с территорией, содействуя ее социальному развитию. ° Служба новостей "УралПолит.Ru"

fedpress.ru

Перспективы нефтегазоносности отложений ахской свиты в Надымском районе // Разведка и разработка // Наука и технологии

Геологическое строение ахской свиты и её перспективы в отношении углеводородов рассмотрены на примере результатов интерпретации работ, выполненных по Пальниковскому лицензионному участку.

Пальниковский лицензионный участок, площадью свыше 3000 км2 располагается в Надымском НГР, в 75 км от границы ХМАО (рис. 1). Данный район относится к малоизученным, ближайшие месторождения, находящиеся в эксплуатации, расположены в радиусе свыше 150 км. На территории исследований работали четырнадцать сейсмопартий, общая плотность профилей 1 пог.км/км2. Начиная с 1989 года, пробурено 9 поисковых скважин.

Рис. 1. Пальниковский лицензионный участок. Обзорная карта

 

Тектонически Пальниковская площадь расположена в пределах Надымской впадины (I порядка) Западно-Танловского крупного прогиба (II порядка), осложненного многочисленными структурами III и IV порядков. Незначительные перспективы малоамплитудных поднятий компенсируются вероятностью обнаружения значительного числа залежей УВ в комбинированных ловушках (осложненных стратиграфическими, литологическими и тектоническими экранами). На выделение таких объектов и была ориентирована работа по созданию действующей модели продуктивных отложений Пальниковского лицензионного участка. Разрез осадочного чехла представлен ритмичным переслаиванием терригенных пород покровного и косослоистого залегания, толщиной 4.2–4.7 км.

В настоящее время в Балансе за пасов как выявленная числится только одна залежь нефти в пласте Ю2 кровли тюменской свиты (J2). Однако по данным бурения скважин имеются предпосылки для выявления новых залежей в неокомской части разреза, запасы и ресурсы которых прежде не оценивались. Больший интерес с точки зрения перспектив нефтегазоносности на исследуемой территории представляет интервал разреза ахской свиты, где по данным бурения имеются прямые признаки наличия залежей нефти. Так, в скв. 82 и 73 притоки нефти составили около 1 м3/сут, а в скв. 71 из интервала 3393–3405 м получили нефть дебитом 4.6 м3/сут при депрессии 42.35 МПа.

Рассматриваемая часть разреза осадочного чехла, на временных разрезах ограниченная снизу ОГ «Б» (кровля баженовской свиты – J3-K1b-v), сверху – Нпим (пимская глинистая пачка – K1g), имеет клиноформное строение и здесь предполагаются литологически ограниченные резервуары.

Задача выделения сложнопостроенных объектов неокома решалась с помощью комплексной интерпретации всех имеющихся геолого-геофизических материалов, в том числе и по непосредственно прилегающим районам (с востока – Средненадымской, с запада – Среднехулымской площадей).

Основу комплексной интерпретации составили: сейсмостратиграфическая привязка ОГ к разрезам скважин; корреляция опорных и целевых ОГ, синхронно с межскважинной корреляцией; интерпретация ГИС, анализ гидродинамических и других исследований; картопостроение.

Анализ данных ГИС и сейсморазведки осуществлялся с помощью программно-интерпретационного комплекса «Integral+», где была сформирована локальная база данных по Пальниковскому лицензионному участку и прилегающим территориям.

По результатам сейсмостратиграфической привязки было определено местоположение основных региональных стратиграфических границ, приуроченных к опорным ОГ, и целевых объектов на временных разрезах.

Затем была выполнена корреляция соответствующих ОГ с учетом существующих представлений о строении и условиях формирования Западно-Сибирского осадочного бассейна [1].

Принципы выделения сейсмостратиграфических комплексов достаточно подробно освещены в зарубежной литературе [3] и получили широкое применение и дальнейшее развитие при изучении осадочного чехла Западной Сибири.

В рамках рассматриваемого интервала кор реляция выполнена по девяти целевым ОГ: НБС82, НБС80, НБС7, НБС6, НБС5, НБС4, НБС3, НБС2, НБС1, приуроченных к соответствующим седиментационным комплексам. Достаточно хорошая прослеживаемость данных горизонтов по площади обусловлена ярко выраженным ритмичным чередованием седиментационных циклов (рис. 2,3). Сложности при корреляции возникали на отдельных временных разрезах в зонах низкого качества и при резком сокращении временных толщин между ОГ. В зонах интерференции данная проблема частично решилась с помощью полосовой фильтрации с расширением области высоких частот. Учитывая доминирующее влияние отраженной волны, соотносимой с баженовской свитой (горизонт Б), к которой прилегают целевые горизонты, западная граница корреляции основана на принципе сохранения угла наклона фондоформной части седиментационного комплекса вплоть до горизонта Б.

Рис. 2. Палеогеоморфологическая характеристика седиментационного комплекса БС7

 

 

Рис. 3. Палеогеоморфологическая характеристика седиментационного комплекса БС2

 

На изучаемой территории неокомские пласты БС82-БС1 последовательно выклиниваются в западном направлении и содержат литологически ограниченные резервуары. В результате выполненных работ были выделены полосовидные резервуары глубоководно-морского и шельфового генезиса. Характер их распространения в пространстве вполне согласуется с особенностями формирования неокомских отложений в Западно-Сибирском седиментационном бассейне [1], а также с другими более изученными месторождениями [2].

По сейсмическим данным морфологические элементы комплексов картируются достаточно уверенно. На картах временных толщин для каждого клиноформного комплекса западная граница ундатемы (бровка шельфовых террас) картируется по началу резкого градиента уменьшения толщин комплекса. Непосредственно сама зона резкого градиента приурочена к клинотеме. Далее на запад (или северо-запад) переход из клинотемы в фондотему фиксируется по изменению градиентной области склона в область более плавного распределения изохор с низкими значениями толщин.

По данным большинства исследователей, развитие песчано-алевритовых тел приурочено в основном к фондоформной (ачимовские отложения) и ундаформной (шельфовые отложения) частям сейсмокомплексов.

Область распространения ачимовских песчаных тел была ограничена присклоновой линией глинизации (с востока), соответствующей значениям изопахит около 100 мс до горизонта Б, и дистальной линией замещения (на западе) – значения изопахит около 15 мс.

Учитывая сложность прямого выделения по сейсмическим данным границ песчаных тел и небольшое количество скважин, на площади работ за основу картирования была взятаметодика, примененная в Самбургско-Уренгойской зоне [2], с соответствующей корректировкой к конкретным условиям. По данным указанных исследований зона развития песчано-алевритовых ачимовских тел может достигать свыше десятка километров, при этом отмечается хорошая сходимость между значениями Нэф. по скважинам и данными сейсморазведки (временные толщины фондотемы сейсмокомплекса). На Средненадымской площади также проводились аналогичные работы, и коэффициент корреляции составил 0.80–0.93. На основании этого опыта при картировании полосовидных ачимовских резервуаров и построении карт Нэф. использовался палеогеоморфологический подход (включающий построение профилей выравнивания и карт изохор) с учетом данных по скважинам.

В результате выделены в интервале ахской свиты девять седиментационных комплексов: БС82, БС80, БС7, БС6, БС5, БС4, БС3, БС2, БС1, имеющих клиноформное строение. Формирование клиноформных комплексов происходило в условиях некомпенсированного осадконакопления. При этом, как правило, предыдущий седиментационный комплекс является подстилающим для последующего, например, отложения пласта БС6 накапливались на поверхности седиментационного комплекса БС7. Каждый отдельно взятый комплекс характеризуется резким изменением толщин и имеет четко выраженные морфологические элементы — ундатему, клинотему и фондотему (рис. 2,3).

Рассмотрим отдельные седиментационные комплексы с целью выделения в них перспектив ных объектов для последующей оценки запасов и ресурсов.

Седиментационный комплекс БС7 на территории Пальниковского лицензионного участка представлен осадками ундатемы, клинотемы и фондотемы и распространяется с востока по большей его части.

Отложения фондотемы комплекса (ачимовская толща) вскрыли 4 скважины: 2, 71, 73 и 74. Общая толщина пласта Ач(БС7) закономерно уменьшается по направлению к линии глинизации, принятой по значению временных толщин 15 мс. По скважинным данным толщина уменьшается с востока на запад от 60 (скв. 73) до 10 м (скв. 2).

Восточная граница распространения ачимовских отложений седиментационного комплекса БС7 принята по изохоре 80 мс.

Интервал разреза по пласту БС7 заглинизирован в скв. 70. На карте изменения временных толщин сейсмокомплекса (рис. 2) скв. 70 находится в зоне резкого градиента, что соответствует склоновой части сейсмокомплекса (клинотеме). Общая толщина комплекса в этой скважине составляет 72 м. Проницаемых прослоев не выделяется.

Отложения ундатемы сейсмокомплекса БС7 вскрыты скв. 69 и 82. Общая толщина пласта около 58 м. Зона развития песчано-алевритовых тел в данном случае контролируется на западе линией бровки палеошельфа по значению временной толщины 210 мс (см.рис. 2), а с востока – линией замещения с учетом данных по скважинам прилегающих территорий (Средненадымские скв. 63, 67 и 68), примерно соответствующей значению временных толщин 245 мс.

Бровка палеошельфа на время формирования пласта БС7 имела практически прямолинейную форму и субмеридиональное простирание. Отложения ундатемы характеризуются эффективными толщинами 2.0 и 2.8 м по вскрывшим их скважинам.

При построении карты Нэф кроме скважинных данных учитывался принцип формирования полосовидных шельфовых резервуаров [2].

Необходимо отметить, что, как показывает опыт работы с клиноформными макрообъектами Нежданова А.А. и др., чаще всего полосовидные шельфовые песчаные резервуары имеют наибольшие значения эффективных толщин и лучшие ФЕС непосредственно перед зоной глинизации (кромкой палеошельфа). Генетически эти резервуары относятся к барам открытого моря и формируются в условиях наиболее активной гидродинамики бассейна, что способствует концентрации в баровых телах более крупнозернистых песчаных фракций и улучшению сортировки обломочного материала.

Седиментационный комплекс пласта БС2 на Пальниковской площади вскрыт девятью скважинами Пальниковского лицензионного участка и распространен по всей его территории. Формирование седиментационного комплекса происходило на фоне общего повышения уровня моря. Относительно подстилающего комплекса отложений БС3 отмечается заметное продвижение на запад кромки палеошельфа. Бровка палеошельфа имеет ровные очертания и субмеридиональное простирание. Склоновая часть характеризуется существенными углами наклона (40–50 м/км), а фондотема значительно развита по площади с отмечаемым в плане (см.рис. 3) увеличением временных толщин на юго-западе лицензионного участка.

По скважинным данным общая толщина пласта Ач(БС2), приуроченного к фондоформной части седиментационного комплекса БС2, с запада на восток увеличивается от 13 (скв. 4) до 43 м (скв. 9). При этом значения эффективных толщин, выделенные по ГИС, ведут себя аналогичным образом (3.6 и 20.6 м, соответственно).

Западная граница замещения коллекторов для пласта Ач(БС2) выделена по карте изменения временных толщин по изохоре 15 мс. Восточная линия замещения этого пласта выделена по началу резкого градиента изменения временных толщин у подножия клинотемы, значение — 130 мс (см.рис. 3). В скв. 2, вскрывшей отложения клинотемы, разрез скважины заглинизирован. Общая толщина пласта составляет 56 м.

Для пласта БС2 шельфового генезиса западной границей замещения коллекторов принята линия бровки палеошельфа по значению изохоры 230 мс. Согласно скважинным данным, вскрывшим отложения седиментационного комплекса в зоне ундатемы, коллекторы выделяются только в скв. 71 и 74, расположенных параллельно бровке палеошельфа. Значения эффективных толщин в этих скважинах составляют 9.6 и 8.0 м, соответственно. Средневзвешенные значения пористости колеблются от 15 до 16.5%, что существенно отличается от общего фона значений коэффициентов пористости в пластах группы БС для этой территории.

По палеогеоморфологическим критериям полосовидное песчано-алевритовое тело, вскрытое этими скважинами, может быть приурочено к барам открытого моря, которые формируются в условиях наиболее активной гидродинамики бассейна. Такие условия в целом способствуют концентрации в баровых телах более крупнозернистых песчаных фракций и улучшению сортировки обломочного материала. Восточная граница замещения коллекторов проведена по изохоре 255 мс с учетом данных по скв. 73, где пласт БС2 уже заглинизирован.

По всем девяти седиментационным комплексам выделенные ловушки были закартированы и c учетом пробуренных на площади скважин оценены их запасы и ресурсы.

С учетом выполненного моделирования есть все основания полагать, что Надымский район обладает более высокими перспективами, чем представлялось ранее.

 

 

Литература

 

Наумов А.Л., Онищук Т.М., Биншток М.М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья// Труды ТИИ.- Тюмень. — Вып.64.- 1977.- С.46–49.Нежданов А.А. и др. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи в Западной Сибири.- М.: Изд-во Академии горных наук. — 2000.Шерифф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка (обработка и интерпретация данных).- М.- Мир.- 1987 .

neftegaz.ru

Наш бизнесс - Газпромнефть-Муравленко

Наш бизнес

«Газпромнефть-Муравленко» владеет лицензиями на геологическое изучение и разработку 15 месторождений:

1 Суторминское

2 Крайний

3 Восточно-Пякутинский

4 Муравленковский

5 Северо-Пямалияхский

6 Северо-Янгтинский

7 Умсейский+ Южно-Пурпейский

8 Сугмутский

9 Романовское

10 Вынгаяхинское

11 Еты-Пуровский

12 Валынтойский

13 Меретояхинский

14 Пякутинский

15 Мало-Пякутинский

Вынгаяхинское месторождение

Вынгаяхинское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 106 км от г. Ноябрьск.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  87 092 тыс. тонн.

Текущие извлекаемые запасы природного газа категории А+В1 на 01.01.17 г. – 272 млн куб. м.

Открыто в 1968 г., введено в разработку в 1987 г.

Промышленная нефтегазоносность установлена в пределах покурской (пласт ПК92), сортымской (пласты БП110, БП111, БП121, БП122, БП15, БП16, БП17), баженовской (пласт Ю0) и васюганской (пласты Ю11 и Ю12) свит. Всего на месторождении выделено 11 продуктивных пластов (40 залежей нефти и одна залежь газа).

Месторождение находится в промышленной разработке

Еты-Пуровское месторождение

Еты-Пуровское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 132 км восточнее г. Муравленко.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  54 713 тыс. тонн.

Текущие извлекаемые запасы природного газа категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. –  6 699 млн куб. м.

Разрабатывается с 2003 г., в настоящее время находится в активной стадии эксплуатации.

В промышленную разработку введены 26 объектов, содержащие 87,7% начальных геологических и 89,5% начальных извлекаемых запасов нефти категории АВ1+В2. Газовые объекты в разработку вовлекаются с 01.01.17 года.

Месторождение находится в промышленной разработке

Суторминское месторождение

Месторождение находится в Пуровском районе Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа в 55 км к северо-западу от г. Ноябрьска.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  98 754 тыс. тонн.

Текущие извлекаемые запасы природного газа категории А+В1 на 01.01.17 г. –  1 150 млн куб. м.

Открыто в 1975 г., в разработку введено в 1982 г.

Всего в пределах месторождения выделено 28 подсчетных объектов (133 залежи), связанных с продуктивными горизонтами БС0, БС1, БС5, БС6, БС7, БС8, БС9, БС10, БС11, БС17, БС18, ЮС1.

Месторождение находится в промышленной разработке

Крайнее месторождение

Крайнее месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 80 км к северо-западу от  г. Ноябрьск.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  33 134 тыс. тонн.

Открыто в 1982 г., в разработку введено в 1986 г.

Из выделенных 12 объектов, в разработке находятся пять: БС8, БС91, БС101-2, БС102 и Ю1-2, содержащие 97,3% начальных извлекаемых запасов нефти месторождения промышленной категории АВ1.

Месторождение находится в промышленной разработке

Муравленковское месторождение

Муравленковское месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 140 км к северу от г. Ноябрьска и в 32 км к северу от г. Муравленко.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  21 460 тыс. тонн.

Текущие извлекаемые запасы природного газа категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. –  43 156 млн куб. м.

Открыто в 1978 г., введено в разработку в 1981 г.

Эксплуатируются четыре объекта: газовый ПК1, нефтяные БС101, БС102, БС11.

Месторождение находится в промышленной разработке

Романовское месторождение

Романовское месторождение расположено на территории Пуровского и Надымского районов Ямало-Ненецкого автономного округа в 30 км к западу г. Муравленко. 

Месторождение находится в основном в границах Романовского и Северо-Романовского

лицензионных участков, частично – в пределах Северо-Пямалияхского ЛУ, Сугмутского ЛУ и Южно-Пурпейского ЛУ.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  20 583 тыс. тонн.

Открыто в 1987 г. Введено в разработку в 2000 г. В разработке на 01. 01. 2016 г. находятся объекты БС9, БС10/2.

Месторождение находится в промышленной разработке

Сугмутское месторождение

Сугмутское месторождение находится на территории Надымского и Пуровского районов Ямало-Ненецкого автономного округа в 100 км к северо-западу от г. Ноябрьск.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  19 275 тыс. тонн.

Открыто в 1987 г., в промышленную разработку введено в 1995 г. На месторождении выделен один объект разработки – БС92, представленный четырьмя залежами. Северная залежь отделена от основной прогибом, остальные – разделяются литологически, так как пласт имеет клиноформное строение.

Месторождение находится в промышленной разработке

Умсейское+Южно-Пурпейское месторождение

Умсейское+Южно-Пурпейское месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 120 км к северо-западу от г. Ноябрьска. Месторождение расположено на четырех лицензионных участках.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  11 698 т. тонн.

Текущие извлекаемые запасы природного газа категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. –  1 677 млн куб. м.

Открыто в 1983 г., в разработку введено в 1993 г. Эксплуатируются объекты БС6, БС10, БС11.

Месторождение находится в промышленной разработке

Северо-Янгтинское месторождение

Северо-Янгтинское нефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа в 50 км севернее г. Муравленко.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  9 823 тыс. тонн.

Месторождение открыто в 1985 г. Освоение началось в 2003 г. запуском в пробную эксплуатацию скважины № 314 Р. В 2006 г. введено в промышленную разработку.

По состоянию на 01.01.2015 г. на месторождении эксплуатируются три объекта: БС101, БС102 (основная залежь), БС11.

Месторождение находится в промышленной разработке

Северо-Пямалияхское месторождение

Северо-Пямалияхское месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 100 км на северо-запад от г. Ноябрьска.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  2 457 тыс. тонн.

Открыто в 1983 г., введено в разработку в 1988 г. Действуют объекты БС101-1 и БС11 1+2.

Месторождение находится в промышленной разработке

Восточно-Пякутинское месторождение

Восточно-Пякутинское месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 80 км к северо-западу от г. Ноябрьска.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1 на 01.01.17 г. составляют  1 867 тыс. тонн.

Открыто в 1982 г., введено в разработку в 2002 г.

В эксплуатации находится один эксплуатационный объект: БС103.

Месторождение находится в промышленной разработке

Меретояхинское месторождение

Меретояхинское месторождение расположено в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 135 км юго-восточнее районного центра Надым. Входит в состав двух лицензионных участков – Меретояхинского и Южно-Танловского.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  25 491 тыс. тонн.

Месторождение открыто в 1987 г., пробная эксплуатация начата в 2000 г. В разработку введен объект БП6-7, содержащий более 90% извлекаемых запасов промышленных категорий.

Месторождение подготовлено к разработке.

Пякутинское месторождение

Пякутинское месторождение расположено в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 60 км к западу от г. Муравленко.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  11 090 тыс. тонн.

Открыто в 1988 г., введено в эксплуатацию в 2006 г.

Месторождение подготовлено к разработке

Валынтойское месторождение

Валынтойское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 140 км к северо-востоку от г. Ноябрьска и в 156 км восточнее г. Муравленко.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  7 472 тыс. тонн.

Открыто в 2008 г., в промышленную разработку не введено.

«Газпромнефть-Муравленко» продолжает на месторождении опытно-промышленное бурение.  

Мало-пякутинское месторождение

Мало-пякутинское месторождение расположено в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа на территории двух лицензионных участков: Пякутинского и Сугмутского.

Текущие извлекаемые запасы нефти категории А+В1+В2 на 01.01.17 г. составляют  3 665 тыс. тонн.

Введено в пробную эксплуатацию в марте 2005 г., в настоящее время месторождение подготовлено к разработке.

mn.gazprom-neft.ru