Северо-Комсомольское нефтегазовое месторождение является крупнейшим по запасам высоковязкой нефти (ВВН) не только в России, но и в пределах всего Евразийского континента. По концентрации запасов ВВН в пласте ПК1 оно уступает лишь Русскому месторождению-гиганту, расположенному севернее в Западно-Сибирском геологическом регионе. Продуктивные горизонты обоих месторождений приурочены к пластам покурской свиты (ПК1), являются полными стратиграфическими и литологическими аналогами, а их нефтегазовые залежи имеют примерно однотипное строение и одинаковые характеристики (за исключением вязкости пластовой нефти).

В региональном тектоническом плане Северо-Комсомольское месторождение расположено в северо-восточной бортовой зоне Пурпейского антиклинория. В структуре мезо-кайнозойских отложений месторождение связано с Северо-Танловским и Верхне-Танловским поднятиями, составляющими Верхне-Танловский вал — часть Танловского мегавала (структура II порядка), осложняющего Надым-Тазовскую синеклизу (структуру I порядка) [2].

По поверхности фундамента Верхне-Танловское палеоподнятие сливается со структурой Северного мегавала. Оно разбито на блоки тектоническими нарушениями нескольких систем.

Выявлена региональная «Центральная» зона тектонических нарушений, протягивающаяся через всю территорию в северо-восточном направлении и разделяющая Верхне-Танловский вал на западный и восточный приподнятые блоки. Эта зона связана со сдвигом фундамента, затрагивает весь осадочный чехол и является надежным флюидоупором. В нижней части разреза она отделяет приподнятый восточный блок от опущенного западного, а в верхней — маркируется наложенным прогибом.

В пределах восточных блоков выделяются Южное и Восточное поднятия, в западном блоке — Западное поднятие. Указанные структуры меняют очертания и амплитуды по горизонтам юрско-мелового разреза.

По отражающему горизонту «Б» (кровля баженовской свиты) месторождение представляет собой брахиантиклинальную складку, осложненную тектоническими нарушениями унаследованного характера. Центральная зона дислокаций выражена цепочками грабенов и взбросов, образованных диагональными и субширотными разломами. Участок к западу от зоны имеет более низкий уровень отметок, чем восточный блок; перепад высот по линии ЦЗД достигает 80–120 м.

После накопления битуминозных глин баженовской свиты началось отложение клиноформного комплекса нижнего мела. Вверх по разрезу отмечается выполаживание структуры с сохранением Центральной зоны дислокаций, обусловившей тектонически-экранированный тип залежей. [4].

По кровле пласта ПК1 из всех систем разломов сохраняется только серия субпараллельных сбросов и взбросов, оперяющих Центральную зону, что свидетельствует о меридиональном растяжении. В рельефе поверхности ПК1 Центральная зона выражена как полоса прогибания шириной 3–4 км, пересекающая вал по диагонали.

Западное поднятие имеет размеры 24×7 км, амплитуда — 53 м. Протяженность объединенного поднятия в восточном блоке — 40 км. Восточное поднятие имеет параметры 18×4 км (амплитуда 66 м), Южное — 20×9 км (амплитуда 40 м).

Северо-Комсомольское месторождение является сложнопостроенным и практически не содержит бензиновых фракций. Площадь месторождения — 1368,91 км². По состоянию на 1 января 2019 года остаточные извлекаемые запасы составили: нефти (категории АВ1В2) — 201 млн т, газового конденсата — 4 млн т, газа — 168 млрд м³ [1].

Пласт ПК1 представлен рыхлыми песками и слабосцементированными песчаниками с многочисленными тонкослоистыми прослоями глинистых пород. Проницаемые пропластки толщиной до 4,0 м составляют 83,9 % в продуктивном разрезе (79,4 % в газонасыщенной зоне, 89,1 % — в нефтенасыщенной). По классификации А. А. Ханина породы пласта относятся преимущественно к коллекторам III–V класса.

Толщины глинистых прослоев чаще составляют 0,4–0,8 м. На отдельных участках выявлена существенная глинизация кровельной части пласта. Пласт имеет повсеместное развитие, однако его толщинные характеристики оценены не полностью: из 72 поисково-разведочных скважин 22 вскрыли пласт частично, из 30 эксплуатационных — 17.

С пластом связаны две газонефтяные залежи массивного типа, разделенные шовной зоной тектонических нарушений.

Залежь 1 приурочена к Западному поднятию. Глубина залегания — 1059,8–1117,6 м. Газовая шапка имеет размеры 20,1×4,6 км при высоте 37 м, нефтяная оторочка — 25,5×5,7 км при высоте 21 м. Газонефтяной контакт принят на отметках –1023,1…–1024,8 м, водонефтяной — –1040,6–1047 м (с наклоном в северном направлении). Водонасыщенная часть составляет около 80 м, водонефтяная зона занимает 32,8 % от площади нефтеносности.

Залежь 2 приурочена к Южному и Восточному поднятиям. Глубина залегания — 1055,6–1219,2 м. Газовая шапка имеет размеры 39,3×4,7 км при высоте 49 м, нефтяная оторочка — 41,3×5,9 км при высоте 12 м. ГНК обоснован на отметках –1020,7…–1025,6 м, ВНК — от –1031,1 до –1044,2 м.

Общие толщины газовой шапки варьируют от 1,3 до 58,6 м (среднее 20,3 м), газонасыщенные — до 42,2 м с концентрацией повышенных значений в центральной и северной частях. Нефтяная оторочка характеризуется более однородным строением: общие толщины от 2,7 до 19,4 м (среднее 9,7 м), нефтенасыщенные — от 1,9 до 14,4 м. Водонасыщенная часть залежи — около 72 м, водонефтяная зона занимает 21,8 % от площади нефтеносности.

Пласт отделяется от нижележащих водонасыщенных отложений выдержанной пачкой глинистых пород толщиной более 5 м.

Пласт ПК1 содержит тяжелую высоковязкую нефть с плотностью 0,822–0,917 г/см³, вязкостью 46–107 мПа·с и газонасыщенностью 23–33 м³/т. Пласт отличается высокой слоистой микронеоднородностью, выраженной частым чередованием тонких прослоев песка и глины. Между нефтяной частью, газовой шапкой и подстилающей водой отсутствуют мощные непроницаемые перемычки, что приводит к перетокам газа и воды к интервалу перфорации. Среди осложнений: слабосцементированный плохо отсортированный песчаник, образование стойкой эмульсии вязкостью до 2000 мПа·с при смешении высоковязкой нефти с пластовой водой, а также низкая механическая прочность пород коллекторов. Породы пласта характеризуются высоким содержанием песчаной фракции.

Коллектор сложен желтовато-серыми мелкозернистыми рыхлыми песчаниками, местами слабосцементированными, с линзовидной и пологоволнистой слоистостью за счет прослоев углисто-глинистого вещества. Залежь — сводово-массивная. Нефтенасыщенная часть пласта ПК1 представляет оторочку толщиной до 20 м, подстилаемую подошвенной водой и перекрытую газовой шапкой мощностью до 40 м.

Коэффициент пористости в нефтенасыщенных коллекторах составляет 27,7–45,4 % (средний — 30,7 %), в газовой части — 23,4–41,6 % (средний — 34,3 %) [3].

Литература:

1. Геологический проект глубокого поисково-разведочного бурения на Северо-Комсомольской и Ярэйской площадях. ГПГУ «Главтюменьгеология», Тюмень, 1981.
2. Исследование нефти Северо-Комсомольского месторождения, скважина 450 (Западная Сибирь). ВНИИ НП, М, 1988.
3. Карогодин Ю. Н., Казаненков В. А., Рыльков С. А. Северное Приобье Западной Сибири. Геология инефтегазоносность неокома. Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», Новосибирск, 2000.
4. Подсчет балансовых запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа, составление ТЭО КИН Комсомольского месторождения на основе геолого-технологической модели по состоянию на 01.01.2002 г. ОАО «НК РОСНЕФТЬ -ПУРНЕФТЕГАЗ», ОАО «ЦГЭ», ООО «ОЙЛ-ГЕОЦЕНТР», пос.Губкинский, Москва, 2003.