1 Характеристики Крапивинского нефтяного месторождения
1.1 Общие сведения
Крапивинская группа месторождений расположена в Каргасокском районе Томской области (рисунок 1.1), и лишь небольшая по площади юго-западная часть (район скважин 200,221,220) входит в состав Омской области. В 37 км на юго-восток от него находится разрабатываемое ОАО «Томскнефть» Игольско-Таловое нефтяное месторождение, в 7,5 км на юг Западно-Карайское и в 20 км на юго-восток Карайское нефтяные месторождения, находящиеся в разведке. В орогидрографическом плане Крапивинское месторождение расположено в междуречье рек Крапивная и Ягылъ-ях?правыми притоками реки Васюган. Более мелкие реки района ? Большой и Малый Юнкуль пересекают месторождение в его северной части. Гидрографическая сеть района (рекиЯгыльях, Крапивная, Большой и Малый Юнкуль) не представляет практического интереса для судоходства из-за небольшой ширины и глубины рек. Наиболее крупная из перечисленных рек ?Ягылъ-ях достигает ширины 14 метров, ее глубина не превышает 2 метров. На ней обустроен причал для выгрузки маломерного флота, доставляющего на месторождение нефтепромысловое оборудование и грузы строительного назначения.
Рельеф района типично равнинный слабовсхолмленный. Характерны высокая (до 50–60 процентов) заболоченность пойм рек и территории в целом, а также большое количество озер. Восточная и южная части месторождения покрыты смешанным редким лесом (береза, осина, сосна, ель).
Рисунок 1.1 – Обзорная карта месторождений Васюганского района
1.2 История освоения месторождения
Крапивинское нефтяное месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию. Крапивинское локальное поднятие выявлено в 1966 году сейсморазведкой методом отраженных волн, в поисковое бурение введено в 1969 году. После бурения трех поисковых скважин №№ 195,196 и 198 (рисунок 1.2), заложенных в наиболее приподнятой сводовой и присводовой частях локального поднятия, выявивших низкопродуктивные нефтеносные пласты Ю12 и Ю13 , поисково-разведочные работы на площади, с 1970 года были приостановлены.
После проведения в 1980–1982 годах детализационных сейсмических исследований методом общей глубинной точки 2Д, уточнивших строение собственно Крапивинского и выявивших юго-западнее его Западно-Крапивинское поднятие, начался второй этап геологоразведочных работ, подтвердивший промышленную нефтеносность пласта Ю13. Впервые оперативная оценка запасов была выполнена в 1984 г. ПГО «Томскнефтегазгеология». С 1984 г. на уточненной структурной основе было пробурено 33 разведочные скважины, из них по основному продуктивному пласту Ю13 притоки нефти получены в 15 скважинах, притоки нефти с водой – в 8 скважинах, притоки воды – в 6 скважинах. По пласту Ю12 получены, в основном, незначительные притоки нефти.
С 1991 г. разведочные работы на месторождении велись согласно «Проекта доразведки Крапивинского месторождения» для уточнения его геологической модели, повышения категорийности запасов и получения дополнительных геолого-промысловых данных для составления технологической схемы разработки. В последующие годы по результатам поисково-разведочных работ приросты запасов осуществлялись практически ежегодно.
В 1995 г. на базе извлекаемых запасов, числящихся на Государственном балансе в количестве 32029 тысяч тонн по категории С1 и 15067 тысяч тонн по категории С2, институтом ОАО ТомскНИПИнефть» составлен проект пробной эксплуатации, рассмотренный Центральной комиссией по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений в 1997 г. (протокол № 2124 от 20.02.1997 г., Москва). Согласно проекту в 1998 г. начато разбуривание месторождения (район скважины № 201р) – месторождение введено в пробную эксплуатацию.
По проекту пробной эксплуатации [1] предусмотрена треугольная сетка разбуривания (с расстоянием между скважинами 500 м) и площадная семиточечная система вытеснения. Пробную эксплуатацию предусмотрено было организовать на трех участках пласта Ю13 по площадной семиточечной системе вытеснения с расстоянием между скважинами 1000 м (районы скважин № 201р и № 208р) и участка в районе скважины № 190 (рисунки 1.2) с расстоянием между скважинами 500 м. На период пробной эксплуатации общий проектный фонд состоял из 26 скважин, в том числе: 20 – добывающих, 3 – нагнетательных, 3 – водозаборных. Протоколом ЦКР Минэнерго России утверждены следующие уровни добычи: 1997 г. – 25.1 тысяч тонн, 1998 г. – 137 тысяч тонн, 1999 г. – 231 тысяч тонн, 2001 г. – 240.4 тысяч тонн.
Проект пробной эксплуатации стал основой для последующих работ по технико-экономическому обоснованию ввода в промышленную разработку Крапивинского месторождения, выполненных в 1996–1998 годах.
Для повышения эффективности эксплуатационного бурения и разведки сопредельных площадей, в 1995–2000 годах, на площади 428 км2 Крапивинского лицензионного участка, выполнены полевые 3D-сейсмические исследования и комплексная интерпретация данных сейсморазведки и производственных геоинформационных систем. Результатом этих работ является построение трехмерной сейсмогеологической модели, описывающей гипсометрическую, тектоно-седиментационную и литофациальную неоднородность залежей Крапивинского месторождения. Построенная модель легла в основу динамической модели месторождения.
Рисунок.1.2. – Проектная схема расположение скважин Крапивинского месторождения
По результатам трехмерных сейсморазведочных работ, бурения и опробования 33 разведочных и 21 эксплуатационных скважин и пробной эксплуатации залежи в 1997–2000 годах силами ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» выполнен подсчет балансовых и извлекаемых запасов месторождения. Запасы были представлены на рассмотрение в ЦКЗ и утверждены (протокол № 56-2001М от 18.01.2001, Москва). На 01.01.2001 года на государственном балансе Российской Федерации числились следующие запасы
нефти:
- балансовые по категории С1– 76520 тысяч тонн, извлекаемые 24234 тысяч тонн
- балансовые по категории С2– 28809 тысяч тонн, извлекаемые 8207 тысяч тонн,
растворенного газа:
- категории С1 – 587 млн м3,
- категории С2 – 232 млн м3.
В настоящее время месторождение находится в эксплуатации двух недропользователей. Один из которых ? ОАО «Томскнефть» завершил пробную эксплуатацию северной залежи, а второй недропользователь? ОАО «Газпромнефть» проводит пробную эксплуатацию юго-западной части залежи. По инициативе ОАО «Томскнефть», была предложена технологическая схема дальнейшей разработки месторождения, при этом основные проектные решения обоснованы только по Томской области. По согласованию с ОАО «Газпромнефть» принято, что по границе двух областей будет располагаться ряд нагнетательных скважин, который формируется силами обеих компаний.
2 Геолого-физическая характеристика месторождений
2.1 Геологическое строение месторождения и залежей
В геологическом строении района Крапивинского месторождения принимают участие отложения двух структурных этажей: палеозойского складчатого фундамента и мезо-кайнозойского платформенного чехла. Отложения чехла залегают на денудированной и выветреной поверхности фундамента несогласно, со стратиграфическим перерывом, вскрыты и изучены бурением поисково-разведочных скважин (рисунки 2.1,2.2).
Рисунок 2.1 – Схема литологической изученности
Рисунок 2.2 – Геологический разрез пластов по данным геологоразведочного бурения
Таблица 2.1 – Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов Крапивинского месторождения
Параметры Значения
Объект Ю12 Ю13
Средняя глубина залегания, м 2709
Проницаемость, 10-3мкм2 29,4
Пластовая температура, 0С 94,0
Пластовое давление, МПа 27,5
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 770
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 857 852
Вязкость нефти, мПа·с
– в пластовых условиях 1,8
– в поверхностных условиях 9,56
Содержание в нефти:
– серы, % 0,86 0,75
– парафина, % 7,6 4,9
– асфальтенов, % 2,5 3,6
– смол селикагелевых, % 6,4 6,3
Температура застывания, 0С -13,5
Давление насыщения нефти газом, МПа 3,8
Среднее газосодержание, м3/т 26,8
Коэффициент продуктивности нефти, м3/сутки·Мпа 0,5 36
– максимальный 2,51 142
– минимальный 0,033 2
Средняя нефтенасыщенная мощность пласта, м 11,4
Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3 1,25
Плотность воды, кг/м3 1020 1020
2.2 Стратиграфическая характеристика
Стратиграфическое расчленение разреза осуществлено по данным глубоких скважин на основании корреляционных схем, утвержденных Межведомственным стратиграфическим комитетом.
Исследования были выполнены по представительной коллекции образцов керна (292 шт.) нефтенасыщенного коллектора пластов Ю12и Ю13, вскрытых различными скважинами на Крапивинском месторождении. Наиболее полные материалы получены по скважинам 187 (82 образца – интервал 2751,8 – 2787,6 м) и 222Р (29 образцов – интервал 2736–2751,3 м).
В скважине 187 пачка Ю13Впредставлена в основании разреза песчаниками с тонкими прослоями алевритового и глинистого материала. Характерна прерывистая горизонтальная слоистость за счет слюды, глинистого материала и растительного детрита. Аллотигенные компоненты в основном представлены кварцем, полевыми шпатами в различной степени пелитизированными и серицитизированными (калишпатами и плагиоклазами). Обломки пород присутствуют в меньшем количестве (силициты, кварциты, сланцы, аргиллиты, глины). Встречаются листочки биотита. Из акцессорных минералов отмечается эпидот. Углистое вещество присутствует в виде пятен и точечных вкраплений. Порода послойно обогащена растительным детритом буро-красного цвета. Признаки деформации проявляются в виде изгиба пластинок слюды, завершающегося их расщеплением на концах. Зачастую деформированные слюды выполняют промежутки между обломками пород. Цемент пленочно-поровый, поровый глинистый и глинисто-гидрослюдистый.
Породы данного интервала характеризуются низкими коллекторскими свойствами (пористость 0,45 %, проницаемость 2,4 мД).
Отложения пластаЮ13проанализированы в интервале 2763,4–2781,2 м. В нижней части они представлены алевролитами и мелкозернистыми песчаниками, в верхней – средне-крупнозернистыми песчаниками. В породах постоянно отмечается присутствие глинистого матрикса. Структура алевро-псаммитовая и псаммитовая. Терригенный материал, слагающий алеврито-песчаные породы, в целом имеет полуугловатую, полуокатанную и окатанную форму зерен, хотя в нижней части встречаются и плохо окатанные. В породах наибольшим развитием пользуются пленочно-поровый глинисто-гидрослюдистый и поровый каолинитовый цементы, локально проявляется регенерационный полевошпатовый и кварцевый. Породы верхней части пласта характеризуются довольно высокими фильтрационно-емкостными свойствами(пористость 19,4–22,2 % и проницаемость 12,9–292,4 мД). Развитие пористости, по-видимому, можно связывать непосредственно с деформационными процессами – дробление, катаклазирование зерен и поровым выщелачиванием.
На основании комплекса петрофизических и литологических исследований на контрольной коллекции образцов керна сделаны следующие выводы:
- для баровых песчаников характерна слоистая микро- и макронеоднородность, которая наиболее значительно проявляется в проницаемой части разреза, приуроченной к кровле резервуара;
- песчаные резервуары обладают пространственной (трёхмерной) анизотропией фильтрационно-емкостных свойств;
- пласт Ю13 в скважине 187 представлен, в основном, средне-крупнозернистыми песчаниками, обломочно-осадочный материал которых формировался в условиях волноприбойной деятельности морского побережья (устьевого бара). По данным микроструктурного анализа отслеживается северо-восточное направление береговой линии, что согласуется с предлагаемой фациальной моделью строения барового осадочного комплекса в северной части Крапивинского поднятия. Наличие элементов потоковых фаций северо-западного направления можно связывать с наличием разрывных течений осложняющих морское побережье.
- в целом по разрезу скважины фациальные и динамические условия осадконакопления вышеуказанных пластов характеризуются изменчивостью во времени и пространстве.
Пласт Ю12.В строении пласта принимают участие алевропесчаники. Наличие в отложениях прослоев глинистого материала в ассоциации с обугленным растительным детритом, слюдой, сидеритом обуславливает прерывистую, волнисто-горизонтальную и волнисто-косую слоистость. Структура алевропсаммитовая, псаммитовая. В обломочной части отмечаются кварц, калиевые полевые шпаты, пертиты, плагиоклазы, часто пелитизированные и серицитизированные. Среди обломков пород наблюдаются микрокварциты, гранитоиды, алевролиты, сланцы. Из акцессорных минералов встречается эпидот. Зерна кварца, полевых шпатов имеют признаки пластической деформации в виде облачного погасания. Некоторые зерна полевых шпатов катаклазированы. Следует отметить, что для всех пород характерна пиритизация. Пирит образует скопления мелких глобулей и кристаллов 0,2–0,8 мм. Цементация пленочно-поровая глинистая и гидрослюдистая. Отмечаются единичные зерна глауконита. Широко развиты растительные остатки и органические вещества, фиксируемые в межзерновом и поровом пространстве в виде бурых пятен. Породы слабопроницаемые. Регенерационный кварц и альбит в разрезе скважины187 проявляется локально. Нарастание происходит в виде регенерационной каймы на окатанные зерна и, как следствие, сокращается свободное поровое пространство. Это приводит к уменьшению объема сообщающихся пор и ухудшению коллекторских свойств пород. Каолинит отмечается практически на всех изученных интервалах пласта Ю1. Часто наблюдается высокая степень раскристаллизации каолинита и образование агрегатоподобных его сростков. Свободное поровое пространство может сохраняться между каолинитовыми сростками, что способствует увеличению фильтрационно-емкостных свойств. Кальцит однозначно влияет на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Появление его в составе песчаников всегда ведет к ухудшению коллектора.
Литолого-петрофизическая анизотропия коллектора Ю13 изучена на основе микроструктурного анализа кварца. Микроструктурный анализ кварца в обломочных средне- и мелкозернистых кварцсодержащих породах проводится исходя из предположения о том, что этот минерал не испытывает заметных тектонических воздействий и обнаруживает специфическую ориентировку – ориентировку отложений. Подобная ориентировка во многом определяется пространственным распределением кварцевых зерен по форме. Как правило, удлиненная форма зерен обуславливает предпочтительную картину ориентировки. С условиями осадконакопления связано пространственное изменение различных видов физических свойств пород – магнитных, упругих, фильтрационных. Несмотря на различие природы физических параметров, преобладающим является ориентирующий процесс, зависящий от соотношений размеров, окатанности, плотности частиц, скорости и направления транспортирующей среды.
Доюрские образования
Доюрские отложения вскрыты скважинами № 195Р и 200Р. Представлены они зеленокаменными измененными миндалевидными спиллитами, вверх по разрезу интенсивно выветрелыми, переходящими в кору выветривания.
Вскрытая толщина изменяется от 80 до 107 м.
Юрская система
Юрские отложения в описываемом районе представлены разнофациальными осадками средней и верхней юры общей мощностью более 300 м. Они подразделяются на три свиты: тюменскую, васюганскую и баженовскую.
Тюменская свита
Континентальные отложения тюменской свиты залегают несогласно на размытой и выветрелой поверхности доюрских образований. Породы представлены неравномерно переслаивающимися темно-серыми и буровато-серыми, иногда полосчатыми аргиллитами, разнозернистыми полимиктовыми песчаниками различной крепости, крепкими алевролитами и каменными углями, распространены повсеместно. В полном объеме они вскрыты скважинами 195Р и 200Р. Мощность свиты 92–216 м.
Васюганская свита
Отложения васюганской свиты вскрыты всеми пробуренными скважинами в описываемом районе и залегает на глубинах 2600 – 2750 м. Свита сложена разнофациальными отложениями от морских до континентальных, которые формировались в процессе двух трансгрессий: верхнеюрско-валанжинской и кратковременного периода континентального режима осадконакопления между ними. Свита подразделяется на две подсвиты–нижневасюганскую и верхневасюганскую, которые отличаются фациальной принадлежностью и литологическим составом.
Нижневасюганская подсвита сложена, в основном мелководно-морскими глинистыми породами – аргиллитами темно-серыми, буровато-серыми, с редкими тонкими прослоями светло-серых алевролитов. Подсвита хорошо прослеживается по простиранию, мощность ее 26–29 м.
Верхневасюганская подсвита преимущественно песчанистая и представляет собой регионально нефтегазоносный горизонт Ю1, являющийся основным продуктивным объектом почти на всех месторождениях Томской области. На Крапивинском месторождении в объеме горизонта выделяется три пачки: надугольная– преимущественно песчаная, прибрежно-морская, трансгрессивная (пласт Ю12), межугольная – преимущественно глинистая, прибрежно-континентальная, трансгрессивно-регрессивная (пласт Ю1м) и подугольная– песчаная, прибрежно-морская, регрессивная (пласт Ю13). Пласты Ю13 и Ю12 нефтеносные. Мощность верхневасюганской подсвиты, составляет 27–41 м.
Общая мощность васюганской свиты составляет 53–70 м.
Баженовская свита
Породы георгиевской свиты перекрываются глубоководно-морскими битуминозными аргиллитами темно-бурыми, плотными, крепкими, участками плитчатыми, иногда карбонатизированными, с включениями пирита и обломков раковин белемнитов, брахиоподпелеципод. Породы свиты входят в состав региональной верхнеюрско-меловой покрышки юрского нефтегазоносного комплекса.
Морские осадки баженовской свиты характеризуются выдержанностью литологического состава и площадного распространения, четкой стратиграфической привязкой. Баженовская свита является региональным репером. Мощность свиты 18 28 м.
2.3 Структурно-тектоническая характеристика Крапивинского месторождения
В тектоническом отношении Крапивинкое месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, расположенному в юго-западной части Моисеевского куполовидного поднятия, осложняющего южную часть Каймысовского свода.
По отражающему горизонту IIа в пределах Моисеевского купола Крапивинская структура представляет собой группу сложно-построенных локальных поднятий, отделенных друг от друга узкими линейными мульдообразными прогибами, амплитудой 15–20 м. По морфологическому признаку поднятия образуют две крупные структуры III порядка – Крапивинскую и Западно-Крапивинскую. Обе структуры имеют близкую морфогенетическую характеристику с понижением общей гипсометрии с востока на запад и северо-востока на юго-запад от -2520 м до -2640 м и формируют в плане обособленную структурную зону, объединяющую разноамплитудные структуры Крапивинского месторождения.
Оконтуривающие сейсмоизогипсы для разных групп локальных поднятий различные: от -2540 м до -2580 м. Большинство локальных поднятий имеют «вершинно-радиальную» форму, имеющую ряд узких структурных мысов, ложбин, осложненных более мелкими локальными поднятиями (4 порядка). Простирание локальных поднятий самое различное: веерообразное, субмеридианальное, субширотное и др.
Результаты эксплуатационного бурения подтвердили морфологию структурной поверхности по кровле продуктивных пластов Ю12 и Ю13, построенной ранее.
Таблица 2.2 –Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Крапивинского месторождения
Характеристика Зоны пласта Ю11-2 Зоны пласта Ю13-4
Толщина по пласту в целом по пласту в целом
Общая Средняя, м 3 13,6
Эффективная Средняя, м 2,57 12,6
Нефтенасыщенная Средняя, м 2,57 9,5
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,87 0,91
Коэффициент расчлененности, доли ед. 0,65 0,35
Проницаемость, мкм2 0,004 0,038
Пористость, доли ед. 0,15 0,18
Нефтенасыщенность, доли ед. 0,56 0,6
2.4 Параметры продуктивных пластов и их неоднородности
Характеристика продуктивных пластов приводится по четырем показателям: толщинам (общей, эффективной и нефтенасыщенной); коллекторским свойствам (проницаемости и открытой порис¬тости); неоднородности (расчлененности и песчанистости) и нефтенасыщенности, таблица 2.3.
Промышленная нефтеносность месторождения связана с терригенными отложениями регионально продуктивного горизонта Ю1– пластами Ю12надугольнойтолщи и Ю13подугольной толщи, разделяющимися по всей площади непроницаемыми углисто-глинистыми отложениями пласта Ю1МУтолщиной 4–10 м.
Таблица 2.3 – Характеристика пласта Ю13
Параметр Значение
Глубина залегания, м 2709
Типы залежи: капилярно-экранированная
Нефтенасыщенная толщина, м 11,1
Пористость, д.ед 0,17
Проницаемость ,мД 56
Коэффициент песчанистости, д.ед 0.74
Расчлененность 2,6
Начальное пластовое давление, МПа 27,5
Газосодержание, м3/т 32,7
Вязкость нефти, мПа с 1,57
Таблица 2.4 – Характеристика пласта Ю12
Параметр Значение
Глубина залегания, м 2693
Типы залежи: пластовая, сводовая
Нефтенасыщенная толщина, м 2,5
Пористость, д.ед 0,15
Проницаемость ,мД 5
Коэффициент песчанистости, д.ед 0,87
Расчлененность 2,1
Начальное пластовое давление, МПа 27,5
Газосодержание, м3/т 24,8
Вязкость нефти, мПа с 1,84
2.5 Состав и основные физические свойства нефти и газа
На начало разработки месторождения имелись сведения по составу глубинных проб нефтей из 6 скважин. Из них 4 скважины находятся в пределах участка А, по одной скважине на участках В и I, а участок Б вообще не охарактеризован глубинными пробами. По этим 6 скважинам имеются результаты анализов 16 проб нефтей. Из них 15 проб отобраны из пласта Ю13-4 и только одна проба из пласта Ю11-2.
Поверхностные пробы нефтей отобраны из 7 скважин. Все скважины находятся впределах участков А (6 скважин) и В (1 скважина).
Компонентный состав газа представлен только результатами анализов, полученных после однократного разгазирования трех проб из двух скважин. Присутствие большого количеств азота, окиси углерода и водорода в этих пробах ставит под сомнение их качество.
Анализ имеющегося материала показывает, что все нефти обладают низким газосодержанием и, следовательно, низким давлением насыщения и объемным коэффициентом. Газонасыщенность нефтей участков А и В изменяется в одних и тех же пределах (17–37 м3/т). Нефть на участке Г обладает аномально низким для нефтей пласта Ю1 газосодержанием (9–11м3/т), однако, эти сведения получены только на основе анализов параллельных проб из одной и той же скважины. Поэтому, чтобы сделать уверенный вывод о газосодержании нефтей на этом участке, необходимо отобрать и проанализировать глубинные пробы из других скважин.
Диапазон изменения плотности поверхностных проб нефтей достаточно широк. При этом наблюдается неплохое соответствие между анализами глубинных и поверхностных проб. В целом нефти участка А незначительно тяжелее нефтей участков В и Г. В них меньше выход легких фракций и в несколько раз больше содержание асфальтенов.
Наблюдается довольно отчетливая связь между содержанием асфальтенов и глубиной. Пользуясь этой зависимостью, можно прогнозировать качество нефтей запасов категории С2.
Характеристика нефти представлена в таблице 2.5, а компонентный состав газа в таблице 2.65.
Таблица 2.5–Характеристика нефти
Наименование Единица
измерения Количество
Плотность нефти в пластовых условиях кг/м3 770–804
Плотность нефти в поверхностных условиях кг/м3 848–853
Вязкость пластовой нефти мПа·с 1,153–2,1
Вязкость нефти в стандартных условиях
при 20?С мПа·с 7,06–9,56
при 50?С мПа·с 3,39–4,6
Массовое содержание (среднее значение):
серы % массов 0,52–0,814
смол силикагелевых % массов 5,2–7,75
асфальтенов % массов 1,8–4,4
парафинов % массов 1,81–4,0
Температура плавления парафина ?С 47,3–55
Выход фракций
100?С % об. 6
150?С % об. 14–20
250?С % об. 23–39
300?С % об. 39,5–52
Газовый фактор (среднее значение) м3/т 27–36,2
Температура застывания ?С -10
Обводненность % 5–50
Содержание механических примесей мг/м3 180–300
Таблица 2.6–Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной из пластовой нефти при дифференциальном разгазировании пластовой нефти Крапивинской группы месторождений
Наименование Молекулярная концентрация, %
Выделившийся газ Сепарированная нефть Пластовая нефть
Двуокись углерода 1,45–2,3 0,11 0,34–0,54
N2 + редкие 3,18–3,9 – 0,5–0,88
СН4 3,38–56,6 0,07–0,11 7,35–16,23
С2Н6 6,76–15,47 0,3–0,7 1,84–2,57
С3Н8 8,83–17,24 2,03–3,99 4,46–5,64
i-С4Н10 1,09–3,79 1,1–1,76 1,46–4,48
n-C4Н10 3,02–6,7 3,09–3,89 1,73–3,82
i-С5Н12 0,47–1,87 1,32–2,67 1,22–3,11
n-C5Н12 0,39–1,6 1,45–3,6 1,31–2,85
C6Н14 + остаток 0,51–0,86 84,44–87,95 65,99–76,87
Плотность, кг/нм3 0,97–1,112 848,1–848,4 772,8–804
Очевидно, нефти выше абсолютной отметки 2580 метров будут содержать мало асфальтенов, обладать пониженной плотностью и иметь повышенный выход светлых фракции по сравнению с нефтями ниже абсолютной отметки 2630 метров.
Сравнение состава нефтей Крапивинского месторождения и нефтей Первомайского месторождения, куда они будут направлены на установку подготовки нефти (УПН), показывает, что при их смещении не должно наблюдаться каких-либо отрицательных явлений. Газонасыщенность и содержание парафинов нефтей Крапивинского месторождения ниже, чем нефтей Первомайского. Некоторое опасение вызывает лишь достаточно высокое содержание асфальтенов в нефтях Крапи
