Открыто в 1973 г, 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 АВС1+С2.
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.
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 АВС1+С2.
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.
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.
