USD 64.2548

-0.11

EUR 70.8473

-0.08

BRENT 58.89

+0.05

AИ-92 42.16

+0.05

AИ-95 45.93

+0.05

AИ-98 51.82

-0.03

ДТ 46.15

+0.11

Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение

Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение

ИА Neftegaz.RU. Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в 80 км к югу от села Байкит, на востоке от реки Енисей и к северу от Ангары, преимущественно по левому берегу реки Подкаменная Тунгуска в  Эвенкийском муниципальном районе Красноярского края.

Открыто в 1973 г в Красноярском крае, бурением скважины Куюмбинская-1, вскрывшей нефтегазовую, массивную, сводовую, стратиграфически и тектонически экранированную залежь в верхней части рифея, покрышкой для которой служат залегающие субгоризонтально терригенно - сульфатно - карбонатные отложения венда.
Геологоразведочные работы начались в 1996 г. 
К 2006 г. было разведано около 200 млн т. нефти, в 2013 г. по данным ГРР запасы месторождения составили порядка 281 млн т. нефти по категории АВС12.
Куюмбинское  НГКМ относится к Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления (ЮТЗ) и  приурочено к природному резервуару в рифейских доломитовых породах-коллекторах, средний возраст которых составляет 0,7 -  1 млн лет.
Пористость доломитов каверново-трещинного карбонатного коллектора составляет 0,35-2,40 %, трещинно-каверновую емкость - до 6,5 %, проницаемость по трещинам 0 - 5,0×10-3 мкм2
Флюидоупор - терригенно-карбонатные породы катангской и галогенно-карбонатные породы усольской свиты.

Нефтегазоносный интервал залежи - 250 м, с пластовым давление ниже гидростатического и температурой около +30°С. 
Нефть - легкая, до 819 кг/м³, малосернистая в интервале 0,06 - 0,64 %, малосмолистая  в пределах 2,41 - 21,21 %, малопарафинистая 0,64 - 3,72 %, метановая.
В ЮТЗ объединены открытые на территории Байкитской НГО  Юрубченское, Куюмбинское,Терское, Мадринское и Вэдрэшевское месторождения, расположенную в пределах Красноярского края в междуречье Подкаменной Тунгуски и Ангары.
Месторождение расположено на западе Сибирской платформы в пределах Мадринской депрессии, выделяемой по отложениям рифея.
Извлекаемые запасы залегают на глубине 2,2 - 2,5 км, преимущественно в трещинах, пустотах и кавернах доломитов. 
Газовая залежь расположена в западной части месторождения на глубине 2,2 км. Неравномерность залегания связана с резко неоднородным строением нефтегазоносного резервуара.
В настоящее время запасы оцениваются в 800 - 1200 млн т. нефти и более 2 трлн м3 газа.

В 2018 г. случился запуск в эксплуатацию 1го пускового комплекса Куюмбинского лицензионного участка с наиболее изученными запасами.
К июлю 2018 г. добыт 1й млн т  нефти с начала разработки Куюмбы.
На январь 2019 г. эксплуатационный добывающий фонд составил 72 скважины.

На полке добыча составит 10,8 млн т/год в 2029 г.
Лицензия на разработку месторождения принадлежит Славнефть-Красноярскнефтегазу, дочке роснефти и Газпром нефти.
Операционное управление проектом осуществляет Роснефть.


Система Orphus