Ответы на вопросы физика пласта. физика пласта. Понятие пористости (характеристика и физический смысл)
 Скачать 322.35 Kb.
|
|
Понятие пористости (характеристика и физический смысл). Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Измеряется пористость в долях единицы или в процентах. 1. Сингенетическая (первичная) пористость - пористость, возникшая одновременно с образованием горной породы. 2. Вторичная пористость – трещинная пористость, поры образованы в силу пост-изменений горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие поры: A. Поры растворения, образовавшиеся в результате растворения минеральной составляющей породы активными флюидами (циркуляции подземных вод). B. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. C. Пустоты и трещины, образованные за счет эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, перекристаллизации. D. Пустоты и трещины, образованные за счет тектонических процессов, изменения в земной коре напряжений. Общая (абсолютная, физическая или полная) пористость - включает объем всех пор в образце, т.е. связанные и не связанные между собой поры. Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) в процентах зависит от объема всех пор:  Динамическая (эффективная) пористость, включающая только ту часть поровых каналов, которая занята подвижной жидкостью в процессе фильтрации при полном насыщении породы жидкостью. Коэффициент эффективной (динамической) пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация.  Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор. Для характеристики пористости на практике используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях единицы или в процентах. Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:  Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы: • субкапиллярные (< 0,0002 мм) – это практически непроницаемые породы: глины, глинистые сланцы; • капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм); • сверхкапиллярные (> 0,5 мм). По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит. Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы). Объём пор зависит от: • формы зёрен; • сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость); • размера зёрен; • укладки; • однородности и окатанности зерен; • вида цемента Понятие проницаемости (характеристика и физический смысл). Зависимость проницаемости от пористости и размера пор, от трещиноватости. Закон Дарси. Проницаемость – параметр породы, характеризующий её способность пропускать флюиды при наличии перепада давления. Различают проницаемости: абсолютную, эффективную или фазовую и относительную. Абсолютная проницаемость – свойство породы и не зависит от свойств фильтрующегося флюида и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. Фазовой называется проницаемость пород для данного флюида при наличии в порах многофазных систем. Значение её зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства флюидами и их физических свойств. Относительной проницаемостью называется отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Прямой зависимости между проницаемостью и пористостью горных пород не существует. Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых слагается поровое пространство. Физический смысл размерности коэффициента проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов Зависимость проницаемости от размера пор можно получить путем приложения законов Дарси и Пуазейля к пористой среде, которую представим в виде системы трубок одинакового сечения.  Закон Дарси - это уравнение, описывающее течение жидкости через пористую среду. Закон Дарси: скорость фильтрации прямо пропорциональна градиенту давления (перепаду давления, действующему на единицу длины) в пористой среде и обратно пропорциональна динамической вязкости фильтрующегося газа или жидкости. Понятия о поверхностно-молекулярных свойствах системы «пласт-вода-нефть-газ», чем они определяются и как влияют на условия нахождения флюидов в породах-коллекторах нефти и газа. Состав природных углеводородных газов, их основные физические свойства. Молекулярные взаимодействия в веществах. - Характер молекулярного взаимодействия зависит от природы вещества. При нормальных расстояниях между молекулами вещества (при нормальных давлении и температуре) взаимодействие молекул выражается в притяжении их друг к другу. При сильном сближении молекул возникают силы отталкивания Растворимость и нерастворимость жидкостей. - Пусть молекулы жидкости В сильнее притягиваются к молекулам жидкости А, чем между собой. Тогда любое случайное скопление молекул В (рис. 35) окажется недолговечным — молекулы жидкости А «растащат» молекулы жидкости В. Жидкость В является в данном случае полностью растворимой в жидкости А. Если же взаимное притяжение молекул жидкости В намного больше притяжения молекул жидкости В к молекулам жидкости А или если между этими разносортными молекулами существуют силы отталкивания, то скопление молекул жидкости В, находящихся в жидкости А, будет устойчивым. Такие жидкости называются взаимно нерастворимыми или несмешивающимися. Следовательно, характер взаимодействия молекул различных веществ определяет их взаимную растворимость. Поверхностное натяжение. - Поверхностное натяжение (σ) характеризует избыток свободной энергии, сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз или работу образования новой поверхности в изотермических условиях:  . (5.3)Величину коэффициента поверхностного натяжения можно определить как величину работы, необходимой для образования 1 см2 новой поверхности (Дж/м2, Н/м) Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры. - Поверхностное натяжение с увеличением давления понижается, тем сильнее, чем ниже температура. Поверхностное натяжение уменьшается с повышением температуры Смачивание и краевой угол. Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – несмешиваемые жидкости или жидкость и газ.  Гидрофильная Гидрофобная Нейтральная Полярность веществ. - Высокополярные жидкости, т. е. жидкости с высоким поверхностным натяжением, хуже смачивают твердую поверхность, чем жидкости малополярные (т. е. обладающие меньшим поверхностным натяжением) Адгезия и теплота смачивания. - Адгезия – слипание поверхностей двух соприкасающихся разнородных твердых или жидких тел (в физике). Когезия (от лат. cohaesus - связанный, сцепленный) — сцепление друг с другом частей одного и того же тела (жидкого или твердого). Обусловлена химической связью и межмолекулярным взаимодействием. -Теплота смачивания характеризует степень дисперсности твердого тела и природу его поверхности. Большее количество тепла выделяется при смачивании той жидкостью, которая лучше смачивает твердую поверхность. Основным компонентом природного газа является метан (CH4) – его содержание варьируется в диапазоне 70 - 98%. Кроме него в состав могут входить более тяжелые насыщенные углеводороды – гомологи метана: этан пропан бутан Помимо углеводородной составляющей, природный газ может содержать неорганические газообразные соединения: водород сероводород углекислый газ азот инертные газы (преимущественно гелий Сухие газы– газы в основном метанового состава. Характерных для чист газовых месторождений. Жирные газы– это газы с высоким содержанием тяжелых газовых соединений. Н-р: попутные газы, сопровождающие нефтяные залежи. Основные физические свойства углеводородных газов: молекулярный вес удельный вес в газообразном состоянии удельный вес в жидком состоянии теплоемкость упругость паров температуры кипения и плавления критическая температура и давление скрытая теплота испарения количество паров из единицы объема жидкости 4. Состав нефтей, их основные физические свойства. Причины (природные факторы) многообразия нефтей по составу и свойствам. Нефть — горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом. Состоит она в основном из жидких углеводородов, которые образованы только углеродом и водородом. Причём в составе нефти углерод преобладает — его содержится 79—88%, а водорода всего 11—14%. Кроме жидких углеводородов нефть в небольших количествах (до 5%) содержит серу, кислород и азот. В очень незначительных концентрациях (до 0,03% ) в нефти присутствуют металлы — ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, калий, натрий, цинк, кальций, серебро, галлий, а также бор, мышьяк, йод. Рассмотрим основные физические свойства нефти: Плотность — отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. Измеряется плотность ареометром. Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Пас) маловязкая (не менее 5 мПА/с) с повышенной вязкостью (от 5 до 20 мПА/с) высоковязкая более 25 мПа/с) Испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах. В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий. Сжимаемость – способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается. Газосодержание – важная характеристика нефти в пластовых условиях. Это количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. Содержание серы в нефти По этому показателю нефть бывает: малосернистой (до 0,5 процента); сернистой (от 0,5-ти до 2-х процентов); высокосернистой (> 2-х процентов серы). Парафинистость По значению этого параметра нефть бывает: малопарафинистая (< 1,5 процентов); парафинистая (от 1,5 до 6-ти процентов); высокопарафинистая (> 6-ти процентов). 5. Фазовые состояния углеводородных систем. Особенности состояния углеводородных систем в поверхностных и в пластовых условиях. В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура, количественное соотношение нефти и газа. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью. Вследствие быстрого падения давления из нефти выделяется значительное количество газа и около устья поток превращается иногда в тонкодисперсную взвесь микрокапель нефти в газовой среде. Дальнейшее движение нефти и газа к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Например, газ, содержащий значительное количество бензиновых фракций в парообразном состоянии, проходит специальную обработку, при которой из него извлекается газовый бензин; из нефти, уже не содержащей газ, стараются извлечь и уловить наиболее летучие жидкие фракции для уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения при хранении их в резервуарах и т. д. Углеводородная система нефтегазоконденсатных месторождений может находиться в газообразном, жидком и газожидкостном фазовых состояниях. Переход газообразной фазы в жидкую называется конденсацией, жидкой фазы в газообразную - испарением. Состояние системы отражают фазовые диаграммы. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии, называют нефтью. Известна нефть, имеющая в пластовых условиях плотность менее 500 кг/м3, а в поверхностных после дегазирования — более 800 кг/м3. Вязкость нефти в пластовых условия всегда значительно ниже вязкости дегазированной нефти. В пластовых условиях плотность воды, как правило, меньше, чем в поверхностных условиях. Дополнительно: Критические температура и давление. Газы могут быть превращены в жидкость сжатием при условии, что температура не превышает определенного для каждого газа значения. Температура, при которой и выше которой данный газ не может быть сжижен никаким повышением давления, называется критической Ткр. Давление, при котором и выше которого повышением температуры нельзя испарить жидкость, называется критическим Ркр. Объем газа, соответствующий критической температуре, называется критическим Vкр, а состояние газа, отвечающее критической температуре, критическому давлению и критическому объему, — критическим состоянием газа.  Тройная точка – в этой точке встречаются кривая плавления 1, разделяющая твердую и жидкую фазы, кривая испарения 2, разделяющая жидкую и газообразную фазы, и кривая возгонки 3, разделяющая твердую и газообразную фазы. Кривая испарения 2 заканчивается критической точкой (К), в которой исчезают отличия жидкой и газообразной фаз. Если фазовый переход осуществляется в обход критической точки, как показано пунктирной линией на рис. 7.6, то пересечения кривой испарения не происходит и фазовое превращение проходит путем непрерывных изменений без образования границы раздела фаз.  Пример: Диаграмма состояния гелия Обратная конденсация, ретроградная конденсация, выпадение жидкой фазы в двух- или многокомпонентной газовой системе вблизи её критической точки при изотермическом снижении давления, фазовая диаграмма такой системы в переменных Т—р.  6. Насыщенность пород различными флюидами в пределах залежей нефти и газа. Какими параметрами она оценивается, от чего зависит и как определяется. Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, характеризует запасы нефти (газа и воды) в пласте, количественно оценивается величиной коэффициента S : • водонасыщенностью – Sв; • газонасыщенностью – Sг; • нефтенасыщенностью – Sн.
Sн — нефтенасыщенность, д.ед.; Vн — объем нефти в породе пласта, м3; Vпор — объем пор, м3. Водонасыщенность — это доля объема пор занятая водой:
Sв — водонасыщенность, д.ед.; Vв — объем воды в породе пласта, м3; Vпор — объем пор, м3. Газонасыщенность — это доля объема пор занятая газом:
Sг — газонасыщенность, д.ед.; Vг — объем воды в породе пласта, м3; Vпор — объем пор, м3. Общая насыщенность породы пласта определяется суммой насыщенностей всех флюидов:
Фазовая проницаемость пористой среды для данной жидкости или газа зависит не только от физических свойств горных пород, но и от степени насыщенности их порового пространства жидкостями или газом. 7. Остаточная вода, ее виды, свойства и условия нахождения в породах. От чего зависит и на что влияет содержание остаточной воды в породах-коллекторах нефти и газа. Гидрофильные и гидрофобные породы. Количество остаточной воды (Sв ост) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа. Её величина зависит от содержания цемента в коллекторах, в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд. Обычно для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (Sн), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от "созревания" пласта считается хорошим показателем залежи. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы нефтью, газом и водой. Остаточнаяводонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. Водонасыщенность (Sв) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой, к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (Sн) и газонасыщенности (Sг):  , (1.18)где Vв, Vн, Vг – соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы. По вопросу о виде остаточной воды, находящейся в пористой среде и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают не одинаковое мнение. Однако большинство из них приходит к заключению о существовании: 1) капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы; 2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды; при этом молекулы адсорбированной воды ориентированы (свойства адсорбированной воды значительно отличаются от свойств свободной); 3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы; 4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода – нефть, вода – газ). Горная порода, имея различный минеральный состав, по – разному реагирует на воду и углеводороды. Породы, которые смачиваются водой лучше, чем нефтью, называются гидрофильными, смачиваемые лучше нефтью, чем водой – гидрофобными. В чистом виде ни тех, ни других пород не существуют. Принято считать гидрофобными, если доля воды в порах составляет менее 0,1 (10%), гидрофильными – в том случае, если доля воды в открытых порах превышает эту грань. Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллектора вызвана тем, что в гидрофильных коллекторах процесс вытеснения нефти из пор в процессе разработки залежи протекает значительно легче, т.к. нефть не связана непосредственно с породой, а как бы скользит по пленке связанной воды, прилипшей к стенкам пор. В гидрофобной породе нефть прилипает к поверхности пор, что приводит к снижению ее выхода на поверхность при извлечении. Большинство карбонатных коллекторов — гидрофобные или смешанного типа. Это означает, что в карбонатах для поддержания пластового давления и вытеснения нефти вода подходит плохо: нефть вытесняется только из крупных и средних пор, а в мелких ее удерживают капиллярные силы, вода между тем может прорваться к скважинам. Способы извлечения – закачка углекислого газа и ПАВ. Др. методы увеличения нефтеотдачи. Среди различных типов глин наиболее гидрофильными являются глины и тяжелые глины, содержащие значительное количество набухающих глинистых минералов (монтмориллонита, смешаннослойных) и органического вещества. 8. Относительные фазовые проницаемости пластов, совместное движение несмешивающихся флюидов в пористой среде. Диаграмма относительной фазовой проницаемости для двухфазной фильтрации. Проницаемость ГП – фильтрационный параметр характеризующий способность ГП пропускать сквозь себя флюиды при создании перепада давления. Физический смысл kпрон: площадь поперечного сечения сообщающихся пустот, по которым идет процесс фильтрации флюида при соотв. перепаде давления. Для фильтрационной характеристики коллекторов принято 3 коэф. проницаемости: 1)коэффициент абсолютной проницаемости - (физическая проницаемость) – это проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной фазы (газ, жидкость): 1.Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью. 2.Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью. 2) коэффициент фазовой проницаемости – (эффективная проницаемость) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода). При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.  3) коэффициент относительной проницаемости - отношение фазовой проницаемости к абсолютной; она зависит от фазовой насыщенности (S); фазовая насыщенность – отношение объема пор, занятых данной фазой к общему объему пор. Зависимость отражена в графиках – это графики зависимости относительных фазовых проницаемостей от насыщенности порового пространства для несцементированных песков.   Sвв-вода в пласте есть, но она неподвижна Sвд-вода находится в связанном виде А- начин.движ. нефти и воды в пласте С-точка равных проницаемостей Д- нулевая относительная проницаемость В-фильтрация н. max Значение коэф проницаемости в разных направлениях  Причины: 1) Характер формирования залежи (наличие непроницаемых слоев); 2)Характер укладки и окатаности зерен (коэффициент просветности параллельно. напластованию всегда выше); 3)Направление фильтрации пластовых вод в процессе формирования н. и г. залежей. (если фильтр. снижается, то происходит осаждение (цементирование) частиц и просветность становится еще меньше). 9. Особенности фильтрации в трещиновато-пористых средах. В трещиноватой породе имеются микро- и макротрещины, мелкие и крупные каверны, полости; сама порода — матрица (пространство между трещинами) может быть абсолютно непроницаемой или представлять собой обычную пористую среду. Для понимания особенностей фильтрации жидкости и газа в трещиноватых породах рассматривают две модели пород — чисто трещиноватые и трещиновато-пористые (рис.78). В чисто трещиноватых породах (см. рис. 78,а) блоки породы, расположенные между трещинами, практически непроницаемы, движение жидкости и газа происходит только по трещинам (на рисунке показано стрелками), т. е. трещины являются и коллектором, и проводником жидкости к скважинам. К таким породам относятся сланцы, кристаллические породы, доломиты, мергели и некоторые известняки. Рассматривая трещиноватую породу с жидкостью как сплошную среду, нужно за элемент породы принимать  Рис. 78. Схемы чисто трещиноватой (а) и трещиновато-пористой (б) сред: 1,3 – трещины; 2-пористые блоки объем, содержащий большое количество блоков, и усреднение фильтрационных характеристик проводить в пределах этого элемента, т. е. масштаб должен быть гораздо большим, чем в пористой среде. Если представить себе блок в виде куба со стороной а= 0,1 м, то в качестве элементарного объема надо взять куб со стороной порядка 1 м. Трещиновато-пористая среда представляет собой совокупность пористых блоков, отделенных один от другого развитой системой трещин (см. рис.78,б). Жидкость или газ насыщают и проницаемые блоки, и трещины. При этом поперечные размеры трещин значительно превосходят характерные размеры пор, так что проницаемость системы трещин k1 значительно больше, чем проницаемость системы пор в блоках k2. В то же время трещины занимают гораздо меньший объем, чем поры, так что коэффициент трещиноватости m1- отношение объема, занятого трещинами, к общему объему породы, существенно меньше пористости отдельных блоков m2. Тр  ещиновато-пористые коллекторы — это в основном известняки, иногда песчаники, алевролиты, доломиты.10. Коэффициент извлечения нефти, газа и газового конденсата, определяющие его факторы. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи).      kвыт – коэффициент вытеснения нефти водой (определяется в лаборатории). Главным образом зависит от проницаемости и вязкости.    kвскр – коэффициент, учитывающий долю объема пород пластов, вскрытых скважинами. kохв – коэффициент охвата. В лабораторных условиях при вытеснении нефти из образца kохв=1. На практике: kохв=k1k2k3k4k5 k  1 – учитывает неоднородность продуктивного пласта по проницаемости. k2 – коэффициент охвата пласта сеткой скважин (учитывает прерывистость пласта, зависит от расстояния между скважинами) k3,4 – учитывают потери нефти в разрезающих и соответственно стягивающих рядах. Вытеснение нефти идёт по линиям тока => образуются застойные (неохваченные) зоны => потери нефти; k5 – потери нефти на невырабатываемых участках (насел. пункты и т.д.)  Проектный КИТ – это отношение проектной величины Qизвл, рассчитанной по лабораторным исследованиям, нефтенасыщенных пород, к Qбал (по геологическим данным). Конечный КИН – Отношение накопленной добычи нефти на конец разработки к Qбал. Текущий КИН - это отношение накопленной добычи к Qбал. На величину КИН влияют геологические и технологические причины. Геологические: строение коллектора, свойства нефти и газа, Рпл и т.д. Технологические: выбор темпов и режимов эксплуатации, использование ППД, методы увеличения продуктивности скв. В зависимости от режима КИН может достигать различных значений: Упругий режим – 0,7; водонапорный – 0,8; газовый – 0,6; режим растворенного газа – 0,3-0,15; гравитационный – 0,15-0,1. Коэффициент газоотдачи, конденсатоотдачи. Для подсчёта запасов газа и при анализе разработкики месторождений природного газа коэффициент газоотдачи принимают = 1 или близким. Коэффициент газотдачи – отношение объёма извлекаемого газа к его начальным запасам.  Потери газа в пласте зависят в основном от конечного Рпл и от величины минимального рентабельного отбора из месторождения => эти факторы необходимо учитывать при определении к-та газоотдачи. Если экономически оправданной является разработка до конечного Рпл, то β = отношению Qизвл к начальным запасам газа. Коэффициент газоотдачи зависит от глубины залегания и продуктивной характеристики месторождения, темпа отбора газа, расстояния до потребителя и необходимого давления. β тем больше, чем больше начальная газонасыщенность пласта α, чем больше коэффициент пористости m.  Чем больше микро- и макронеоднородность, тем больше β. Текущий β – отношение V добытого в данный момент газа к его начальным запасам в пласте. Конечный β – отношение V газа, добытого к моменту достижения проектного давления в пласте, к начальным запасам. Коэффициент конденсатоотдачи (от 0,2 до 0,8)– отношение суммарной добычи конденсата к его потенциальным запасам в пласте. Пока не найдено универсальной зависимости, позволяющей теоретически находить коэффициент конденсатоотдачи.  При содержании конденсата, превышающем 35 г/cм³ рекомендуетсяся формула:  Qп – потенциальное содержание стабильного конденсата. qп – пластовые потери конденсата, cм³/м³ (определяется в лабораторных условиях при анализе газоконденсатной залежи). Для коэффициента конденсатоотдачи также применимы понятия конечной и текущей конденсатоотдачи. Общие запасы конденсата [т] можно определить по формуле:  Qг. общ п – общие потенциальные запасы газа [млн. м3]; q – потенциальное содержание конденсата в газе [м3/м3]; ρконд – плотность конденсата [т/м3] |
ефтенасыщенность — это доля объема пор занятая нефтью:
,
