«ЛЯНТОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ»

ЛЯНТОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ нефтегазоконденсатное - в Тюменской обл. (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1966. Залежи на глубине 2 км. Начальный дебит нефти в скважинах 20-150 м³

Лянто́рское месторожде́ние

нефтегазоконденсатное, в Ханты-Мансийском автономном округе (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1966. Залежи на глубине 2 км. Начальный дебит нефти в скважинах 20—150 м³/сут. Начальные запасы газа свыше 250 млрд. м³. Административный и промышленный центр разработки — г. Сургут.

* * *

ЛЯНТО́РСКОЕ МЕСТОРОЖДЕ́НИЕ нефтегазоконденсатное, в Тюменской обл. (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция(см. ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ)). Открыто в 1966. Залежи на глубине 2 км. Начальный дебит нефти в скважинах 20—150 м³/сут. Начальные запасы газа св. 250 млрд. м³.

нефтегазоконденсатноe - расположено в 80 км к C.-З. от г. Сургут Тюменской обл. РСФСР (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1966, разрабатывается c 1980. Приурочено к Лянторскому, Январскому и Востокинскому локальным поднятиям Сургутского свода. Выявлены две нефтегазо- конденсатные залежи в отложениях барремского яруса ниж. мела. BHK на отметке - 2052 м. Залежи пластовые сводовые. Продуктивные отложения представлены песчаниками. Тип коллектора поровый. Пористость 23%, проницаемость до 380 мД. Глуб. верх. залежи 2042 м, нижней - 2080 м. Эффективная мощность 12-14 м. BHK на отметке - 2052 м. Нач. пластовое давление 21,0 МПa, темп-pa 62°C.

Плотность нефти 853-857 кг/м³. Содержание парафина 2,15-2,95%, серы 0,86-11,3%. Состав газа (%): CH₄ - 82,13-91,98; C₂H₆ + высшие - 7,2-16,4; CO₂ - 0,32-0,79. Содержание стабильного конденсата до 125 кг/м³. Плотность конденсата 695-743 кг/м³. Способ разработки - законтурное заводнение. Центр добычи - г. Сургут.C. П. Максимов.