Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1966
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 4771.31 км²
Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение
Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 120 км юго-западнее пос. Тарко-Сале. Открыто в 1966 — газ, 1970 г. — нефть. Разрабатывается с 1988 г. Месторождение уникальное по запасам. Находится в пределах Пякупурского куполовидного поднятия, входящего в состав Северного свода. Залежи контролируются четырьмя локальными структурами: I и II Новокомсомольскими, Пякупурской и Нижнекомсомольской. Первые две структуры по горизонту Г (кровля сеномана) имеют размеры 20x23 км, амплитуду 110 м. Тектоническими нарушениями поднятие разбито на блоки.
Продуктивны отложения верхнего и нижнего мела и средней юры. Выявлено 145 залежей в 54 продуктивных пластах на глубинах 842— 2910 м, в т.ч. нефтяных 12, газовых и газоконденсатных 9, смешанных 33. Среди них: нефтегазовые (нефть в нефтяных оторочках) в пластах покурской свиты апт-сеноманского возраста (ПК10-ПК22), нефтяные в пластах покурской свиты и неокомского комплекса (ПК°18, ПК19, АП3, АП4, АП10, АП11, БП0-БП8), в песчаниках ачимовского комплекса (ач) и пласте Ю2 средней юры; газовые и газоконденсатные в покурской свите (ПK1-ПK10, ПК13-16) и нефтегазоконденсатные в неокомском комплексе (АП4-АП9, БП0-БП9). В верхней части разреза залежи преимущественно газовые и нефтегазовые, вниз по разрезу увеличивается число газоконденсатных и нефтегазоконденсатных. Продуктивные отложения представлены песчаниками и алевролитами. Коллекторы парового типа. Пористость от 17 (ач II) до 31% (ПК1). Нефтяные залежи незначительные по размерам (10x8 км) и запасам, их высота не превышает 1 1—23 м, только в пласте БП28 — 65 м. Наибольшая по площади залежь нефти БП22 — 64,3 км2. Дебиты нефти от 0,3 (БП27) до 113,3м3/сут (БП16). ВНК на а.о. от -1245 до -2723 м. Плотность нефти 808 (ач. II) - 928 кг/м3 (ПК310), вязкость 0,57 (БП7) - 7,55 Мпа*с (ПК11), содержание серы 0,26 (БП3) -0,96% (ПК12). Добыча ведется из 21 залежи.
Основная газовая залежь ПК, имеет размеры 18x27, высоту 120 м, площадь 579,6км2, охватывает единым контуром все локальные поднятия. Абсолютно свободный начальный дебит газа этой залежи — 6700 тыс. м3/сут, ГВК на а.о. -914—921 м. ГВК для других залежей в разных куполах изменяется на а.о. от -1006 (ПК5) до -2354 м (БП7), ГНК - 1238-2409 м. Газ преимущественно метановый. Тип залежей: массивный (ПК1), водоплавающий (ПК5, ПК11 и др.), пластовый сводовый (ПК14,АП9, БП2 и др.), пластовый сводовый, тектонически экранированный (большинство неокомских залежей), литологический (БП7, БП8 и др.). Основная добыча газа — из пласта ПКГ Пластовое давление в залежах возрастает с глубиной от сеномана к неокому от 9,9 до 26,3 МПа, t от 30 до 73°С. Плотность конденсата 723-728 кг/м3. Выход стабильного конденсата от 46,4 (АП24) до 167 г/м3 (БП1-28).
Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.
Следующее Месторождение: Седьельское