В условиях истощения традиционных запасов легкой нефти в Западной Сибири закономерно возрастает интерес к трудноизвлекаемым ресурсам, сосредоточенным в сеноманских отложениях и сложнопостроенных залежах покурской свиты. Русское и Северо-Комсомольское месторождения выбраны в качестве объектов сравнительного анализа не случайно: оба они характеризуются колоссальными геологическими запасами высоковязкой нефти.

Северо-Комсомольское месторождение открыто в 1969 г., введено в промышленную эксплуатацию в 1995 г. Разрабатывается по лицензии СЛХ № 16469 НЭ от 17.08.2018 г., выданы ООО «СевКомНефтегаз» сроком до 31.12.2112 г. За период освоения района создана вся необходимая промышленная инфраструктура [6]. По плотности запасов в сеноманском пласте ПК1 оно находится на второй позиции, уступая только уникальному Русскому месторождению-гиганту.

Русское месторождение гигантское месторождение высоковязкой нефти, расположенное за полярным кругом, на территории Западной Сибири. Месторождение открыто в 1968 году и характеризуется огромными геологическими запасами, оцениваемыми более чем в 1,3 млрд. тонн высоковязкой нефти. Месторождение сильно расчленено, крайне неоднородное (залежь разделена на 14 тектонических зон).

Терригенный коллектор слабо сцементирован; присутствует газовая шапка; разработка осложняется зоной вечной мерзлоты, вязкость нефти очень высокая (более 250–300 СП в пластовых условиях). Для успешной выработки запасов нефти, находящихся в сложных геологических и географических условиях, особое внимание уделяется испытанию новых технологий [5].

Оба упомянутых объекта характеризуются полной геологической аналогией: их промышленные скопления углеводородов связаны с одним и тем же стратиграфическим горизонтом — продуктивной толщей покурской свиты (пласт ПК1). Эти резервуары рассматриваются как прямые стратиграфические и литологические двойники, демонстрирующие принципиально схожую архитектуру залежей и близкие фильтрационно-емкостные свойства.

Для изучаемого пласта типично чрезвычайно сложное геологическое устройство, проявляющееся в тонком линзовидно-слоистом чередовании рыхлых песков, алевролитов и глин с высокой структурно-текстурной неоднородностью по площади и разрезу. Главные литологические особенности данных отложений — это низкая степень цементации, рыхлая упаковка обломочного материала и резко выраженная слоистая неоднородность практически по всему разрезу.

Коллекторы пласта — это преимущественно мелкозернистые песчаники, реже крупно-среднезернистые разности и песчанистые алевролиты полимиктового состава. Породы слабосцементированные или рыхлые, со сложной структурой пустотного пространства и крайне неоднородны по текстуре, количеству обломочного материала, глинистого и карбонатного цемента, а также интенсивности вторичных изменений.

Песчаники светло-серые, в нефтенасыщенном состоянии — желтые и светло-коричневые, преимущественно слабосцементированные, часто рассыпающиеся при прикосновении. Алевролиты светло-серые и серые, крупно- и разнозернистые, слабосцементированные, местами известковистые, тонко чередуются с мелкозернистыми песчаниками и темно-серыми глинами. Нефтенасыщенные разности алевролитов также имеют желтоватый и светло-коричневый цвет [1, 2, 3].

Северо-Комсомольское месторождение находится в пределах Губкинского нефтегазоносного района Надым-Пурпейской нефтегазоносной области, геологический разрез которой характеризуется достаточно широким диапазоном (более 2000 м) промышленной нефтегазоносности, включающим отложения от верхнего мела до средней юры.

Вязкость и плотность пластовой нефти составляет 66,17 мПа·с и 0,906 г/см ³ , коэффициент сжимаемости 5,43·10 ^–4 1/МПа. По результатам стандартного разгазирования газосодержание нефти составляет 34,3 м ³ /т, объемный коэффициент 1,070, плотность нефти в стандартных условия 0,947 г/см ³ , плотность нефтяного газа 0,680 кг/м ³ . Подсчетные параметры, принятые по результатам дифференциального разгазирования, следующие: газосодержание 34,3 м ³ /т, объемный коэффициент 1,070, пересчетный коэффициент 0,935, плотность сепарированной нефти 0,947 г/см ³ . По плотности в стандартных условиях нефть классифицируется как битуминозная. Плотность нефтяного газа 0,677 кг/м ³ [4].

Русское месторождение расположена на юго-востоке Тазовского нефтегазоносного района (НГР) Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО) в пределах земель с весьма высокими плотностями потенциальных запасов углеводородов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).

Плотность нефти варьирует в пределах 0,924–0,950 г/см ³ , среднее значение — 0,940 г/см ³ . По этому показателю нефть относится к наиболее тяжёлым в Западной Сибири. Вязкость при 20 °С (практически пластовая температура) составляет 179–996 сП, средняя — 545,7 сП, что в 5–6 и более раз превышает вязкость нефтей разрабатываемых месторождений. Содержание серы — 0,13–0,84 %, среднее — 0,31 %. Нефть классифицируется как малосернистая и сопоставима с наиболее качественными нефтями Шаимской группы. Парафины — 0,14–2,49 %, среднее — 1,09 %. Нефть относится к наименее парафинистым в регионе. Асфальтены — 0,18–2,28 %, среднее — 0,93 %, что типично для нефтей Западной Сибири. Силикагелевые 6,95–19,6 %, среднее — 10,11 % [1].

Подводя итоги, можно сказать, что оба месторождения являются стратиграфическими и литологическими аналогами со схожей архитектурой залежей, однако существенно различаются по физико-химическим свойствам пластовых флюидов: нефть Русского месторождения характеризуется экстремально высокой вязкостью (до 996 сП) и плотностью (до 0,950 г/см ³ ), тогда как на Северо-Комсомольском эти показатели ниже. Показано, что коллекторы обоих объектов представлены слабосцементированными мелкозернистыми песчаниками и алевролитами с высокой структурно-текстурной неоднородностью, что требует применения специальных технологий разработки.

Литература:

1. Жданов М. Д. Скважинная добыча сверхвязких нефтей на примере Русского месторождения. — Красноярск: СФУ, 2021.
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. Оперативный подсчет запасов УВ пластов ПК1, БП3/2 Северо-Комсомольского месторождения. Лицензия СЛХ No16459НЭ от 17.08.2018. Договор No19/ГРР-2018СК. Уфа, 2018г. — С. 34.
5. Телков В., Лачугин Д. С. Русское месторождение — Партнер проект разработки месторождения высоковязкой нефти на севере России: трудности и проблемы разработки, пути их решения // XII Международная конференция «Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр». Москва-Занджан. 2013.
6. Фаезов, Р. Р. Геолого-тектоническое строение и характеристика продуктивного пласта ПК1 Северо-Комсомольского нефтегазового месторождения / Р. Р. Фаезов. — Текст: непосредственный // Молодой ученый. — 2026. — № 13 (616). — С. 336–339. — URL: https://moluch.ru/archive/616/134760.