Ломовое месторождение отличает от других месторождений Томской области сочетание ряда факторов: высокая неоднородность и низкие фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов, начальное состояние залежи, близкое к равновесному, изменение газового фактора по месторождению в широком диапазоне (от 50 до 315 м3/т), что существенно осложнило его разработку (прежде всего, работу насосного оборудования). В работе проведен хроматомасс-спектрометрический анализ образцов нефти, который показал, что северо-восточная часть месторождения содержит нефти, генерированные тогурской свитой (с высоким газосодержанием), а юго-западная часть содержит нефти, генерированные баженовской свитой (с низким газосодержанием). На основе полной геохимической модели создана концепция разработки, включающая разобщение пластов, применение механизированных способов добычи нефти, в том числе нетрадиционных, на основе индивидуального подхода к каждой скважине, учитывающего зональное распределение газового фактора, а также закачка в продуктивные пласты пенообразующих нефтеводорастворимых полимеров.
Поскольку применение технологии закачки пенообразующего реагента на Ломовом месторождении осложняется низкой проницаемостью коллектора, а высокие пластовые температуры на уровне 90- 105 оС обуславливают значительные трудности с подбором таких реагентов, то в качестве альтернативы пенообразующим системам предлагается бурение боковых горизонтальных стволов в районе предполагаемых газовых шапок с соответствующим снижением пластового давления ниже начального.
