 
        
        - •Введение
- •1. Физико-географический очерк
- •2. Геологическая изученность
- •2.1. Геологические исследования
- •2.2. Геофизические исследования
- •3. Стратиграфия
- •3.1. Архейская-протерозойская акротемы аr-рr
- •Верхний венд v2
- •3.2. Фанерозойская эонотема fr
- •3.2.1. Палеозойская эрлтема pz
- •Верхний отдел d3
- •Нижний отдел с1
- •Средний отдел с2
- •Верхний отдел с3
- •Нижний отдел р1
- •Нижнеиренская подсвита p1 ir1
- •Верхнеиренская подсвита (p1ir2)
- •3.2.2. Кайнозойская эратема кz Четвертичная система (квартер) q
- •4. Тектоника
- •5. Геоморфология
- •6. Гидрогеология
- •6.1. Верхний гидрогеодинамический этаж
- •6.2. Нижний гидрогеодинамический этаж
- •7. История геологического развития
- •8. Полезные ископаемые
- •Горючие ископаемые
- •Основные промышленные характеристики месторождений
- •Металлические ископаемые
- •Строительные материалы
- •Глина керамзитовая
- •Агрономическое сырье
- •Библиографический список Опубликованная литература
- •Рукописные работы
Основные промышленные характеристики месторождений
| 
 Показатели | Северокамское месторождение | 
 Лобановское месторождение | |||||||
| Купол | |||||||||
| Западный | Восточный | Кизимский | |||||||
| Геологический возраст | |||||||||
| C2m, C2b | D3fm | C2m, C2b | C1tl | C2m, C2b | C1tl | C2b | C1tl | ||
| Глубина залегания ВНК, м | 1355 | 1950 | 950 | 1355 | 1070 | 1410 | 1250 | 1520 | |
| Пластовая температура, град. С | +17 | +29 | +17 | +21 | +17 | +25 | +27 | +28 | |
| Коллекторские свойства: | |||||||||
| - открытая пористость, % | 8 | 17 | 8 | 16 | - | 16 | 10 | 16.8 | |
| - проницаемость, мкм2 | 0.015 | 0.150 | 0.012 | 0.140 | - | 0.109 | 0.010 | 0.130 | |
| -нефтенасыщен-ность | 0.5 | 0.7 | 0.5 | 0.8 | - | 0.8 | 0.7 | 0.87 | |
| - коэффициент извлечения нефти | 0.35 | 0.2 | 0.2 | 0.1 | - | 0.1 | 0.2 | 0.45 | |
| Свойства нефти: | |||||||||
| - плотность г/см3 | 0.846 | 0.835 | 0.846 | 0.853 | 
 | 0.862 | 0.890 | 0.840 | |
| - вязкость в пласто-вых условиях, мПа | 7.4 | 6.1 | 7.4 | 12.72 | - | 7.64 | 10.5 | 3.26 | |
| -содержание серы, % | 0.99 | 0.44 | 0.99 | 1.34 | - | 1.44 | 1.54 | 0.72 | |
| - содержания парафина, % | 4.90 | 5.13 | 4.93 | 3.35 | - | 3.66 | 4.63 | 4.90 | |
| - содержание смол и асфальтов, % | 9.36 | 8.38 | 9.36 | 19.03 | - | 14.48 | 24.79 | 2.73 | |
| Утвержденные запасы нефти: | |||||||||
| - геологические, тыс. т | Категория А+В+С1 | 30848 | 8904 | ||||||
| - извлекаемые, тыс. т | 5915 | 4452 | |||||||
(известняки, частично доломиты) московского (верейский горизонт) и башкирского ярусов, коллекторы в нижневизейском и эйфельско-тиманском комплексах—песчаники и алевролиты соответственно тульского и тиманского горизонтов. Начальные дебиты скважин достигали 120 т/сутки, текущие не превышают 3—5 т/сутки. Газовый фактор в начальный период разработки составлял 40—50 м3/т, сейчас более 200 м3/т. Попутный газ жирный, азота в нем 32—52%, метана 22—29%.
Лобановское месторождение находится восточное г. Перми на водоразделе рек Камы и Сылвы. Оно приурочено к Лобановской брахиантиклинали, открыто в 1950 г. Промышленная нефтеносность развита в среднекаменноугольном (башкирский ярус) и нижневизейском (тульский горизонт) нефтегазоносных комплексах. Коллекторами в башкирском ярусе являются пористые разности известняков, в тульском горизонте — песчаники и алевролиты с прослоями аргиллитов. В начальный период разработки месторождения скважины фонтанировали с дебитом до 40 т/сут., текущие дебиты—до 10 т/сут. Газовый фактор составляет 42 м3/т. Газ имеет азотно-углеводородный состав: азота 30—36%, метана до 34%.
Основные характеристики коллекторов и нефтей приведены в таблице. Нефти обоих месторождений являются легкими, малосернистыми. Залежи нефти на месторождениях преимущественно пластовые сводовые, иногда массивные; режимы залежей — упруговодонапорные, растворенного газа или смешанные. По месторождениям наряду с запасами нефти были подсчитаны запасы попутного газа. Добыча нефти осуществляется механизированным способом.
