G_н.п.с=G_о.г+G_о.к+G_с.г+G_д.к, (1)

где G _н.п.с – масса начальной пластовой смеси, G_о.г–масса оставшейся в пласте газовой фазы, G_о.к– масса выпавшего в пласте насыщенного конденсата, G_с.г – масса добываемого сепарированного газа, С_д.к – масса добываемого насыщенного конденсата.

Здесь р_н, р, р₀ – начальное, текущее пластовое давление и давление, соответствующее стандартным условиям, МПа; Т_п, Т₀ – пластовая температура и температура, соответствующая стандартным условиям, К; z_h, z – коэффициенты сжимаемости пластового газа при начальных условиях и при текущем давлении: m_н,m_о.г – молекулярная масса пластового газа при начальных условиях и при текущем пластовом давлении; g_с.г – плотность сепарированного газа, кг/м³; V_c.г – объем сепарированного газа при текущем пластовом давлении, м³; G'_д.к, G_BK – масса добываемого и выпавшего в пласте стабильного конденсата, кг; G_г, G_г', G_г"– масса газа, выделившегося из конденсата при снижении пластового давления, растворенного в добываемом и выпавшем конденсате, кг; W – поровый объем пласта, м³; DW/W – доля порового объема, занятая выпавшим насыщенным конденсатом. Можно записать:

где G_H.K – масса стабильного конденсата, содержащегося в начальном объеме пластового газа, кг; G_p.K, G'_p.K – масса стабильного конденсата, растворенного в добываемом и в пластовом газе при текущем давлении, кг; G_H.г – масса газа, растворенного в начальном количестве стабильного конденсата, кг.

где К_н, К'_н – конденсатный фактор по стабильному конденсату для начальной пластовой смеси, кг/м³ и м³/м³; m_к, m'_к– мольные доли стабильного конденсата в сепарированном и пластовом газе при текущем пластовом давлении; m_к, m_к' – молекулярная масса конденсата в сепарированном пластовом газе, кг/моль; g_ж.г – плотность жирного газа, растворенного в конденсате при начальных пластовых условиях, кг/м³; q_H – газонасыщенность конденсата, содержащегося в начальной пластовой смеси, м³/м³.

Как видно из (13), при вычислении порового объема пласта должна быть учтена доля объема (DW/W), занятого насыщенным конденсатом, выпавшим при снижении пластового давления. Этот объем может быть определен (расчетно или экспериментально) при исследовании процесса дифференциальной конденсации, моделирующего процесс разработки месторождения на истощение. Проба пластовой газоконденсатной смеси для этих исследований составляется из отобранных в промысловых установках газа и конденсата, когда термодинамические условия в пласте соответствуют началу разработки месторождения. В случае газоконденсатнонефтяных месторождений (с рассеянной нефтью или с нефтяной оторочкой) проба пластовой системы должна быть составлена с учетом наличия в пласте нефти. Однако оценить количество нефти в поровом объеме пласта и отобрать ее не всегда возможно, что приводит к ошибкам в оценке количества выпавшего конденсата и порового объема пласта.

где d – отличие текущего содержания насыщенного конденсата в добываемой продукции от его потенциального значения (м³/м³).

На рисунке приведена укрупненная блок-схема для решения уравнений (15) и (16) [2]. Итерационный процесс продолжается до выполнения условия: при наличии нефти в системе:

Точность предлагаемого метода определения величины порового объема газовой зоны пласта была проверена в лабораторных экспериментах с газоконденсатнонефтяными системами, в ходе которых в бомбах PVT исследовалась дифференциальная конденсация при постепенном снижении давления. По количеству, составу и физико-химическим характеристикам добываемых газов и стабильного конденсата с помощью уравнений (15) и (16) рассчитывался объем пластовой газовой фазы. В табл. 1 даны характеристики исследованных систем. В табл. 2 приведены экспериментальные значения ряда параметров, необходимых для определения величин W и DW/W с помощью уравнений (15) и (16). Как видно, учет изменения выпадения конденсата из газоконденсатной смеси при наличии в системе нефти повышает точность расчета в 2–3 раза.

1. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа.– М.: Недра.– 1985.
2. Мак-Кракен Д., Дорн У. Численные методы и программирование на ФОРТРАНе.– М.: Мир.– 1977.
3. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений / Ю.В. Желтов, В.Н. Мартос, А.X. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова – М.: Недра.– 1979.
4. Садыхзаде Э.С., Белкина Н.А., Ягубов И.С. Влияние составов пластовых систем и свойств пористой среды на конденсатоотдачу газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторождений // Азерб. нефт. хозяйство.– 1986.– № 12.– С. 18–20.

Calculation procedures used in evaluating the pore volume of reservoir in gas-condensate and gas-condensate-oil fields are characterized either by a known difficulty in application or by a number of inaccuracies which cannot allow us to obtain sufficiently reliable results. The proposed methods for determining the value of the pore volume of productive formation gas zones introduce improving corrections into the calculations performed thus providing their greater precision