Комсомольское нефтегазовое месторождение

       Комсомольское нефтегазовое месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в северной части Западно-Сибирской низменности, на левом берегу11 реки Пякупур (приток реки Пур), вдоль автожелезнодорожной магистрали Сургут – Уренгой. Северо-восточнее месторождения на расстоянии около 15 км находится11 поселок Губкинский с населением 20 тыс. человек; на удалении примерно 37 км расположен11 поселок Пурпе. На территории месторождения население не проживает, имеются только вахтовые поселки для персонала.11 Ближайшие месторождения, запасы которых утверждены в ГКЗ РФ – Губкинское, Вынгаяхинское, Восточно-Таркосалинское, находятся на расстояниях, соответственно – 20, 43 и 98 км.
       В1 географическом отношении месторождение находится в северной части Западно-Сибирской равнины, в районе лесотундры.1 Район месторождения является частью Надым-Пуровской нефтегазоносной области, которая в структурно-тектоническом плане образует центральную региональную зону поднятий. Геологический разрез представлен терригенно-осадочной толщей мезозойско - кайнозойского возраста мощностью 3600 м, в которой выделяются комплексы юрских, меловых, палеогеновых и четвертичных отложений.11 Абсолютные отметки местности над уровнем моря изменяются от 30 до 88 м, на территории месторождения эти отметки составляют 34 – 86 м.
       В1 гидрогеологическом разрезе выделяются два этажа. Подземные воды нижнего гидрогеологического этажа (юрский и готтерив-барремский-апт-сеноманский водоносные комплексы) характеризуются как термальные с высокой
       минерализацией и с достаточно высоким содержанием йода (4,0 – 19,0 мг/л) и брома (10 – 57 мг/л). Подземные воды верхнего этажа заключены в песчанисто-алевритовых отложениях чеганской, атлым-новомихайловской свит и песчано-супесчаных отложениях четвертичного возраста. Гидрогеологические условия осложнены двухслойным строением и прерывистым распространением многолетнемерзлых пород (ММП).11 
       Площадь Комсомольского месторождения относится к центральной геокриологической зоне, которая характеризуется преимущественно двухслойным строением и прерывистым распространением как древней, так и современной мерзлоты.1 По геокриологическим условиям территория месторождения расположена в центральной части разобщенного залегания современных и древних (реликтовых) ММП.11 Глубина залегания кровли ММП изменяется от 0,4 – 0,8 до 1,2 м на площадях распространения торфяников и составляет в среднем около 5 м11 на песчаных участках. Мощность ММП составляет 8 – 54 м, среднегодовая температура11 от 0 до минус 2?С. Реликтовые ММП фиксируются с глубины 110 – 195 м, их мощность составляет от 25 до 125 м.11 
       Средний геотермический градиент на1 Комсомольском месторождении в соответствии с прогнозом ЗапСибНИГНИ, составляет 3,2?С на 100 м, геотермическая ступень – 31,3 м. Точечные замеры температур в пределах сеноманской продуктивной толщи замерены в большинстве испытанных скважин и варьируют в пределах от 25 до 38?С.
       Температура, снятая с прогнозной геотермограммы на уровне 1/3 высоты залежи от ГВК, равна 27,5?С, что соответствует центру сгущения точек замера температур.1 
       Многолетнемерзлые породы (ММП) представлены, в основном, реликтовой толщей мерзлоты, прерывающейся сквозными таликами под руслами крупных рек и озер, залегают на глубине 8 – 120 м. Толщина слоя ММП колеблется от 20 до 100 м. ММП реликтового слоя представлены чередующимися участками мерзлых, охлажденных и талых пород, имеющих температуру до минус 0.5?С.1 
       Рисунок 1.1 – Общая схема расположения месторождений.
       1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и насыщающих флюидов
       Стратиграфия.
       Палеозойский фундамент. На1 Комсомольской площади наибольшая вскрытая мощность пород фундамента пройдена скважиной 199. Палеозойские образования вскрыты в интервале 3650 – 4500 м. Вся толща палеозоя представляется в формационном отношении однородной.
       В скважине 1981 Комсомольской площади породы фундамента вскрыты на глубине 3551 м и представлены известняками, местами доломитизированными, переходящими в доломит.
       При испытании палеозойских отложений притоков пластового флюида не получено за исключением скважины 1981 Комсомольской площади, где из известняков (1 интервал 3550 – 3580 м) получен приток воды дебитом 80,3 м3/сут при депрессии 10.3 МПа.
       Юрская система. Отложения юрской системы несогласно залегают на породах доюрского фундамента и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
       Отложения нижнего и среднего отделов юры представлены континентальной толщей тюменской свиты, верхний отдел - преимущественно породами морского происхождения, подразделяется на васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.
       На рассматриваемом месторождении отложения тюменской свиты вскрыты на глубинах от 2938 м (1 скважина 381) до 3004 м (скважина 199).
       Разрез тюменской свиты сложен частым и неравномерным чередованием аргиллитов, песчаников и алевролитов. Для пород свиты характерны обломки углефицированной древесины, тонких прослоев углей.
       Отложения васюганской свиты на месторождении вскрыты шестью скважинами на глубинах 2891 м (1 скважина 404), 2982 м (скважина 403).
       По литологической характеристике свита подразделяется на две части:
       – нижнюю – глинистую;
       – верхнюю – песчано-глинистую.
       Нижняя часть свиты представлена аргиллитами серыми и темно-серыми, плотными, слабослюдистыми, прослоями алевритистыми, встречаются вкрапления пирита, сидерита, отпечатки раковин аммонитов.
       Верхняя часть характеризуется преобладанием песчаных разностей.
       Толщина свиты изменяется от 38 до 59 м.
       Отложения георгиевской свиты вскрыты на глубинах 2890 м (1 скважина 404), 2954 м (скважина 199). Литологически свита представлена аргиллитами темно-серыми, иногда черными, преимущественно тонкоотмученными, реже алевритистыми, с включениями глауконита, пирита.
       Толщина свиты 1 – 10 м.
       Баженовская свита залегает на глубинах 2866 – 2934 м. Отложения представлены аргиллитами буровато-черными до черных, битуминозными, крепкими, плотными, местами тонкослоистыми с раковистым и чешуйчатым изломом.
       Баженовская свита является надежным маркирующим стратиграфическим и сейсмоотражающим горизонтом (сейсмогоризонт «Б»).
       Толщина изменяется от 20 до 41 м.
       Меловая система. Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.
       Нижний отдел включает в себя отложения трех свит (снизу вверх): сортымской, тангаловской и нижней части покурской свиты; верхний – верхнюю часть покурской, кузнецовскую, березовскую и нижнюю часть ганькинской свиты.
       На битуминозных аргиллитах баженовской свиты залегают терригенные породы сортымской свиты на глубинах 2668 м (1 скважина 127), 2365 м (скважина 402), включающие в себя осадки берриасского и ранневаланжинского времени.
       В основании свиты залегает подачимовская толща. Толщу слагают
       15
       аргиллиты темно-серые и серые, однородные, с неровным и раковистым изломом, плитчатые, с углистым детритом.
       Выше по разрезу залегает ачимовская толща, вскрытая на месторождении1 семи скважинами. Толща представлена (1 скважина 23, 403) аргиллитами темно-серыми, слабо алевритистыми, слюдистыми, плитчатыми, с углефицированными растительными остатками на плоскостях наслоения; алевролитами серыми до темно-серых, мелкозернистыми, слюдистыми, крепкими.
       В целом толща представлена неравномерным переслаиванием песчаников серых, темно-серых, кварцполевошпатовых, мелкозернистых, хорошо сцементированных глинисто-известковистым цементом, алевритистых, крепких; алевролитов с аргиллитами.
       В полном разрезе ачимовская толща включает песчаные пласты, которые на1 Комсомольском месторождении продуктивны.
       Ввиду неоднозначности картирования кровли и подошвы толщи, ее толщина условно определяется в диапазоне от 37 м до 122 м.
       Верхняя часть сортымской свиты сложена мелководно-морскими образованиями и представляет собой чередование песчано-алевритовых и глинистых пластов.
       Возраст сортымской свиты берриас-ранневаланжинский.
       Толщина свиты изменяется от 370 м до 504 м.
       Тангаловская свита залегает на глубинах 1830 м (1 скважина 382), 2093 м (скважина 127). Сложена чередованием пачек песчано-алевролитовых и глинистых пород.
       Общая толщина тангаловской свиты изменяется от 490 до 575 м.
       Нижняя подсвита покурской свиты, по описанию керна, представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
       Верхняя подсвита покурской свиты залегает на глубинах 851 – 1116 м.
       Отложения верхнепокурской подсвиты представлены переслаиванием песчаников, песков, алевролитов и глин.
       Покурская свита является регионально нефтегазоносным объектом. На рассматриваемой площади к кровле свиты (ПК1) приурочена сеноманская залежь газа.
       Общая толщина покурской свиты 939 – 1030 м.
       Кузнецовская свита трансгрессивно залегает на отложениях покурской свиты на глубинах 830 – 1067 м. Сложена она глинами, которые служат региональной покрышкой для газоносных пород сеномана.
       Толщина отложений кузнецовской свиты изменяется от 15 до 44 м.
       Березовская свита залегает согласно с подстилающими осадками кузнецовской и перекрывающими отложениями ганькинской свиты. Подразделяется на две подсвиты.
       Нижнеберезовская подсвита сложена глинами серыми и темно-серыми с прослоями глинистых алевролитов.
       Толщина нижнеберезовской подсвиты изменяется от 68 до 101 м.
       Верхнеберезовская подсвита представлена глинами серыми, темно-серыми, зеленовато-серыми, алевритистыми, опоковидными лишь в подошве подсвиты, иногда сидеритизированные. В глинах отмечаются тонкие прослои и линзы алевритового материала, пиритизированные остатки водорослей, ходы илоедов.
       Толщина верхнеберезовской подсвиты изменяется от 55 до 97 м.
       Общая толщина березовской свиты изменяется от 137 м до 183 м.
       Отложения ганькинской свиты завершают разрез меловых отложений. Свита залегает на глубинах 490 м (1 скважина 402), 670 м (скважина127) и представлена толщей алевритистых глин с редкими прослоями алевролитов.
       Толщина свиты колеблется от 193 до 230 м.
       Палеогеновая система. Отложения палеогеновой системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом и олигоценом. В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская свиты.
       Талицкая свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя преимущественно
       глинистая. Толщина подсвиты изменяется от 32 м до 60 м. Верхняя подсвита преимущественно алевритисто-глинистая, с прослойками кварцево-глауконитовых песчаников. Толщина подсвиты составляет 66 – 101 м.
       Люлинворская свита объединяет морские глинистые осадки нижнего, среднего и верхнего эоцена.
       В соответствии с литологическими особенностями, палеонтологическими данными и геофизической характеристикой люлинворская свита подразделяется на три подсвиты.
       Нижнелюлинворская подсвита представлена переслаиванием опок и опоковидных глин.
       Толщина подсвиты 25 – 58 м.
       Среднелюлинворская подсвита представлена диатомитовыми глинами и диатомитами.
       Толщина подсвиты 35 – 85 м.
       Верхнелюлинворская подсвита сложена глинами зеленовато-серыми и зелеными, диатомовыми, вверху алевритистыми, довольно крепкими с полурастворенной кремниевой органикой.
       Толщина подсвиты изменяется от 42 до 96 м.
       Отложения тавдинской свиты приурочены к верхнему эоцену и нижнему олигоцену. Сложена глинами алевритистыми с прослоями алевритов и песков мелко- и среднезернистых, кварцевых и включениями сидерита, пирита.
       Толщина свиты 151 – 209 м.
       Континентальные отложения атлымской свиты сложены песками светло-серыми, почти белыми с преобладанием мелкозернистых, кварцево-полевошпатовых, слабосцементированными, с прослоями каолинизированных глин и алевритов.
       Новомихайловская свита характеризуется неравномерным чередованием серых и буровато-серых, алевритистых глин, алевритов и светло-серых песков с большим преобладанием глин в верхней части. В породах много включений
       углистого детрита. Возраст свиты олигоценовый.
       На1 Комсомольском месторождении толщина атлымской и новомихайловской свит сокращается, вплоть до полного выклинивания (в2 скважинах 7, 9, 19, 20, 26).
       Толщина атлымской и новомихайловской свит изменяется от 0 до 74 м.
       Четвертичная система. На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают осадки четвертичной системы, представленные песками, глинами, супесями, суглинками, торфяниками, галечниками, ледниковыми валунниками.
       Современные осадки представлены отложениями пойм, надпойменных террас, болот. Толщина четвертичных отложений на1 Комсомольском месторождении составляет 10 – 119 м.
       Тектоника. Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты1 Комсомольское13 месторождение расположено в пределах структуры II порядка – Пякупурского куполовидного поднятия, входящего в состав Северного мегавала.
       Сеноманская газовая залежь контролируется обширной приподнятой структурно-тектонической зоной сложной конфигурации, ограниченной на уровне кровли сеноманских отложений изогипсой минус 920 м, размерами 47?9 –25 км, амплитудой 120 м, включающей в себя несколько локальных поднятий.
       Самое крупное из них по площади и амплитуде осложняет восточную часть и соответствует на тектонической карте Ново-1 Комсомольскому II локальному поднятию. Размеры поднятия по оконтуривающей изогипсе минус 890 м составляют – 23?23,5 км, амплитуда – 92 м.
       В западной части выделяются два поднятия:1 Комсомольское (район скважины 141, 138) и Комсомольское II (район скважины 11, 440). Локальное поднятие Комсомольское II в пределах замкнутой изогипсы минус 890 м имеет размеры 4?7 км, высоту 5 м. На тектонической карте1 Комсомольскому поднятию соответствует два локальных поднятия: Пякупурское и1 Нижнекомсомольское. На уровне верхнемеловых отложений1 Нижнекомсомольское поднятие снивелировано
       и образует протяженную переклиналь1 Комсомольской структуры. По замкнутой изогипсе минус 890 м размеры1 Комсомольского поднятия 9?14,5 км, амплитуда 45 м.
       Восточная и западная части поднятия соединяются через узкий перешеек, который также осложнен небольшим поднятием – Ново-1 Комсомольским I, со сводом в районе1 скважины 17, замыкающимся изогипсой минус 890 м, с амплитудой – 5 м. Наиболее крутые углы падения характерны для1 Комсомольской и Ново-Комсомольской II структур. Остальная часть структурной зоны отличается пологостью форм.
       В1 разрезе осадочных пород, слагающих верхний структурно-тектонический этаж, методами сейсморазведки следится целый ряд отражающих поверхностей, связанных с различными по возрасту и литологии толщинами осадков от верхнего мела до нижней юры: «С» (сантон), «Г» (сеноман), М1, М11 (апт), «В2», «В3» (неоком), «Б» (верхняя юра), «Т2» (средняя юра), «Т4» (подошва юрских отложений).
       Наиболее выдержанными в отношении регистрации являются верхнеюрский сейсмический репер «Б», литологически связанный с кровлей битуминозных аргиллитов баженовской свиты и «Г» – с подошвой туронских глин, регионально распространенных в пределах Западно-Сибирской равнины.
       Нефтегазоносность. Геологический разрез1 Комсомольского2 месторождения по данным бурения поисково-разведочных скважин изучен до глубины 4362 м (1 скважина 199). Во вскрытой части разреза промышленная нефтегазоносность связана с отложениями от берриаcа до сеномана включительно, что соответствует интервалу глубин минус 850 – 2800 м. При этом в средней и нижней части разреза находятся нефтяные и нефтегазоконденсатные залежи, в верхней сеноманской1 
       части – газовая залежь.
       Распространение залежей в той или иной части разреза контролируется наличием в разрезе глинистых покрышек, способных удерживать скопления углеводородов. Наиболее крупная по размерам и величине запасов залежь
       приурочена к верхней части сеноманских отложений (пласт ПК1), которая содержит 63% от суммарных по месторождению запасов углеводородов (с учетом Барсуковского месторождения). Сеноманская газовая залежь объединяет своим контуром обширную структурно-тектоническую зону, включающую несколько локальных поднятий:1 Новокомсомольское І, Нижнекомсомольское, Комсомольское II, Комсомольское III, Пякупурское.1 Покрышкой для этой залежи служит мощная толща морских глин, имеющих региональное распространение в пределах всего севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Покрышки для нижележащих залежей характеризуются малыми толщинами и локальным распространением, в связи с чем размеры этих залежей небольшие и приурочены они к отдельным локальным поднятиям. Сеноманская газовая залежь в плане накладывается на нижнемеловые залежи Барсуковского и Комсомольского месторождений. На Комсомольском месторождении4 залежь сеноманской продуктивной толщи вскрыта на глубинах 851,0 – 1006,0 м.14 По своему строению она в основных чертах идентична одновозрастным залежам не только месторождений Надым-Пурской, но и других НГО севера Тюменской области.
       Высокие коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород сеномана определяют высокую продуктивность скважин. При испытании газонасыщенных интервалов в разведочных скважинах рабочие дебиты на шайбе 22 мм в основном составляли 600 – 700 тыс.м3/сут при депрессиях 2,5 – 3,5 кг/см2. Расчетные значения абсолютно свободного дебита составили 444 – 9069 тыс.м3/сут.
       При разведке продуктивность залежи изучена по данным испытания 26 скважин. Данными испытаний залежь по площади изучена достаточно равномерно.
       Сеноманская газовая залежь по типу является массивной водоплавающей и объем ее определяется кровлей сеноманских коллекторов и поверхностью газоводяного контакта.
       Все разведочные скважины, пробуренные в контуре газоносности,
       вскрывают ГВК, который по комплексу промыслово-геофизических исследований достаточно уверенно следится внутри песчаного коллектора или с небольшим интервалом неоднозначности для глинистого или плотного прослоя на границе газоносных и водоносных коллекторов. Уровень ГВК сеноманской залежи устанавливается на отметках минус 914,0 – 919,8 м.1 
       Характеристика продуктивного пласта.
       Газоносная толща сеномана представлена чередованием песчано-алевритовых пород. Песчано-алевритовые породы характеризуются слабой отсортированностью обломочного материала с преобладанием округлых и полуокруглых форм зерен.
       По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелкопсаммитовая и крупноалевролитовая фракции. Причем в чистом виде алевролиты и песчаники встречаются редко. Среди песчано-алевролитовых пород выделяются крупнозернистые и мелкозернистые виды. В крупнозернистых алевролитах встречаются песчаные фракции до 20 – 34%. Нередко песчаная и алевролитовая фракции встречены примерно в равных соотношениях. Мелкозернистые породы более однородны. Для всех проанализированных образцов керна средние значения медианных диаметров изменяются от 0,057 до 0,040 мм.
       По минералогическому составу песчано-алевролитовые породы изменяются от аркозовых до полимиктовых. Они характеризуются слабой степенью цементации. Для коллекторов характерен глинистый цемент каолинит-гидрослюдистого состава. По типу цемент поровый, пленочно-поровый, реже базальный.
       Породы-коллекторы разделяются прослоями глин. Глинистыми составляющими являются каолинит, смешаннослойные гидрослюды, реже хлорит и монтмориллонит. Коллекторские свойства коллекторов высокие. Слабосцементированные разности пород, составляющие основную часть продуктивной толщи, поднимались, в основном, в нарушенном состоянии.
       Поэтому основная масса образцов керна представляет уплотненную часть разреза.
       Всего из продуктивной толщи сеномана проанализировано на пористость 1421 образцов, в том числе 479 образцов (71,5%) – из специальной скважины 151.
       В таблице 1.1 приведена характеристика пород по керну и другим исследованиям.
       Таблица 1.1 – Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пласта ПК1
       Метод определения Количество образцов Параметры Среднее Коэффициент вариации Интервал изменения
       от до
       По керну 1421 Пористость1 , % 34,6 12,8 1,4 3,0
       70 Проницаемость, мкм1 2 10-3 1198 255 3,4 4806
       По ГИС 5915 Пористость, % 36,0 9,91 2,4 42,0
       5963 Проницаемость, мкм2 10-3 1120 83 3,2 7880
       3921 Газонасыщенность,1 доли единицы 0,59 34,16 0,12 0,97
       По ГДИ Пористость, %
       303 Проницаемость, мкм1 2 10-3 790 133,87 0,03 9554,3
       Средневзвешенное значение пористости по толщине составляет 34,6%. Проанализировано на остаточную водонасыщенность 71 образец, в том числе 43 образца из газонасыщенных коллекторов. Средневзвешенное по толщине значение остаточной водонасыщенности равно 35,5%. Определения проницаемости выполнены на 70 образцах, в том числе на 45 из газонасыщенных коллекторов. Средневзвешенное по толщине значение проницаемости коллекторов составляет 1,198 Дарси.
       1.31 Сведения о запасах нефти и газа
       Лицензия на эксплуатацию, полученная "Пурнефтегазом", в настоящее
       время соответствует площади Комсомольского месторождения по запасам С1+С2. В южной части Комсомольского месторождения на своем лицензионном участке работает самостоятельная организация "Пурнефтегазгеология.11 
       Согласно «Проекта опытно-промышленной эксплуатации Комсомольского месторождения», утверждённым Бюро центральной комиссии по разработке газовых и газоконденсатных месторождений Мингазпрома, протокол № 27/ 75 от 19.08.19751 года: запасы газа 377,6 млрд.м3 по категории В+С1. Годовой отбор газа – 22,5 млрд.м3, в1 том числе по восточному куполу – 15 млрд.м3, центральному – 0,9 млрд.м3, западному – 4,4 млрд.м3, северному – 2,2 млрд.м3. Средний дебит 600 тыс.м3/сут. Диаметр НКТ – 114 мм. Количество эксплуатационных скважин – 128. Две УКПГ (15 и 7,5 млрд.м3 в год).
       В1 соответствии с последним действующим проектным документом: «Уточненный проект разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения9 на период29 падающей добычи», утвержденным Комиссией газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр ОАО «Газпром»,9 протоколом № 20-р/2011 от 21.06.2011 года – накопленная добыча на конец рассматриваемого периода – 670,03 млрд.м3. Действующий фонд скважин в целом по месторождению 155 единиц. Бурение боковых стволов – 15 единиц (пять на восточном куполе, три на западном и семь на северном). Ввод дополнительных агрегатов ДКС – три единицы, начиная с 2011 года. Также проектом учитывается прием газа Муравленковского месторождения на Комсомольский газовый промысел.
       Воды верхнего этажа в11 целом, по содержанию отдельных компонентов,11 соответствуют требованиям ГОСТ 2874-82 "Вода питьевая", за исключением показателей цветности, мутности, содержания железа и марганца. Воды атлым-новомихайловских отложений характеризуются хорошей защищенностью от фильтрации загрязнений сверху, воды современных четвертичных отложений - плохой. Последние могут использоваться для технического водоснабжения.11 
       На Комсомольском4 месторождении законтурные воды апт-сеноманского
       продуктивного комплекса охарактеризованы1 девяти пробами воды из восьми5 скважин. Минерализация вод колеблется от 15,5 до 20,5 г/л. Тип вод по В.А. Сулину хлоридно-кальциевый.
       Основными солеобразующими компонентами пластовых вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса являются ионы натрия с калием (5543,0 – 7289,0 мг/л или 241,0 – 316,9 мг/экв), хлора (9384,0 – 1191,0 мг/л или 264,6 – 335,9 мг/экв), кальция (244,0 – 992,0 мг/л или 12,2 – 49,5 мг/экв), магния (24,0 – 138,4 мг/л или 2,0 – 11,4 мг/экв), гидрокарбоната (97,60 – 1305 мг/л или 1,6 – 21,4 мг/экв). Сульфат-ион обнаружен в трех пробах в количестве 5,0 – 70,8 мг/л. Воды характеризуются отсутствием нитрат и карбонат-ионов. Содержание магния и йода (соответственно 95,69 – 139,72 мг/л и 11,7 – 17,93 мг/л) в апт-сеноманских водах представляет промышленный интерес. Газонасыщенность подземных вод рассматриваемого комплекса1 Комсомольского месторождения, замеренная в трех скважинах, составляет 0,75 – 2,50 л/л.4 
       Компонентный состав свободного газа сеноманской залежи Комсомольского месторождения представлен 22 анализами газа.4 
       По химическому составу газ сеноманской залежи Комсомольского месторождения сходен с газом сеноманских залежей других месторождений севера Тюменской области. Сеноманский газ всех залежей метановый, с содержанием метана 96,2 – 99,6%, причем залежи с максимальным содержанием метана отмечены на месторождениях полуострова Ямал, снижаясь в южной части региона (Южная группа месторождений), где содержание метана не превышает 98%. На Комсомольском месторождении среднее содержание метана составляет 97,64%.4 
       На Комсомольском4 месторождении тяжелые углеводороды во многих случаях отсутствуют или отмечены их следы, и лишь в трех пробах содержание С5+в достигает 1,48 – 1,78%. Содержание углекислого газа составляет 0,32%. Содержание азота изменяется в пределах от 0,19% до 2,51%, в среднем составляет 1,63%. Содержание аргона, определенное в двух пробах, составляет в среднем
       0,052%. Содержание водорода в сеноманском газе составляет 0,041%. Содержание гелия – 0,017%. Относительная плотность газа сеноманской залежи составляет 0,566.
       Низшая теплотворная способность 7857 ккал/м3.
       Псевдокритические давление и температура свободного газа составляют, соответственно, 46,83 кг/см2 и 190,121 ?К.
       В пробах свободного газа содержание С5+в не установлено.1 
       Вывод.
       Комсомольское газовое месторождение открыто в 1966 году. Месторождение приурочено к распределённому фонду недр и группе локальных поднятий на территории Нурминско-Александровского нефтегазоносного пояса. Комсомольское газоконденсатнонефтяное месторождение относится к пяти крупнейшим газовым месторождениям России, отличительной характеристикой которого является добыча самого дешёвого газа в стране. Основной особенностью газовой залежи является наличие нескольких23 
       относительно обособленных участков (куполов) с различными запасами газа, фильтрационно-емкостными характеристиками, условиями освоения.23 Структура в геологическом плане представляет собой четыре купола: восточный (наиболее крупный), западный, северный и центральный.9 Территория месторождения характеризуется наличием семи газовых и одной газоконденсатной залежи. Кроме того, выявлено 22 газоконденсатонефтяных и 44 нефтяных залежей, относящихся к пластово-сводовым, массивным и литологическим экранированным типам. Коллектор представлен песчаниками с прослоями из глин и известняков.

.......................