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.