4.3.4 Середній коефіцієнт нафтогазонасиченості

Визначення коефіцієнту нафто - або газонасиченості проводиться по даних визначення коефіцієнту водонасиченості керну або по результатах інтерпретації промислово - геофізичних матеріалів. Найбільш точні результати визначення цього параметру отримують при визначенні коефіцієна водонасиченості взірців керну, коли розкриття продуктивного пласта проводилося розчинами на вуглеводневій основі. Середні значення даного параметру визначається по аналогічних формулах, як і середнє значення параметру .

4.3.5 Перерахунковий коефіцієнт

Величина цього параметру визначається для переводу об’єму нафти, який вона займала в пласті, в об’єм тієї нафти який вона займе на поверхні після її дегазації. Цей параметр є оберненою величиною об’ємного коефіцієнта пластової нафти ( ), який визначається по результатах відібраних глибинних проб нафти в свердловинах, які знаходяться на різних гіпсометричних відмітках. Середнє значення даного параметру визначають, як середньоарифметичне значення по окремих свердловинах.

4.3.6 Густина нафти

Даний параметр вводиться в формулу підрахунку для переводу об’ємних одиниць в вагові і представляє собою середнє значення густини сепарованої нафти при стандартних умовах, визначеної по результатам дослідження відібраних поверхневих проб в свердловинах, які знаходяться на різних гіпсометричних відмітках.

4.3.7. Коефіцієнт нафтовіддачі

Даний параметр визначає кількість видобувних запасів нафти і залежить від режиму роботи покладу, літолого-фізичних властивостей продуктивного пласта, фізико-хімічних властивостей нафти і умов розробки. Величина його розраховується по існуючих методиках і корелюється в процесі розробки покладу.

4.3.8. Температурна поправка

Дана поправка вводиться в формулу підрахунку запасів вільного газу для приведення об’єму газу, який він буде займати при стандартних умовах. Вона визначається по формулі:

, (4.8)

де, - абсолютна температура в ⁰К(Т=273⁰К);

- стандартна температура в ⁰С (t_ст=20⁰С);

- середня пластова температура в ⁰С.

4.3.9 Середні пластові тиски

Величина даного параметру використовується при підрахунку запасів вільного газу, як об’ємним методом, так і по методу падіння пластового тиску на різні дати розробки покладу (початковий - , поточний - , і кінцевий - ).

Початковий або поточний пластовий тиск в окремих газових свердловинах, як правило, визначають аналітичним шляхом по величинах заміреного манометричного пластового тиску на гирлі закритої свердловини за фомулою:

, (4.9)

де, - заміряний манометричний тиск, МПа;

- середня глибина залягання продуктивного

пласта в свердловині, м;

- густина газу відносно повітря.

Кінцевий пластовий тиск також визначається за формулою:

, (4.10)

де, 0,1 – стандартний тиск, МПа.

Середня величина пластового тиску на любу дату розробки може бути визначена, як середньоарифметична величина, або середньозважена величина по площі на основі побудованої на цю дату карти ізобар. Визначення їх ведеться по формулах аналогічних визначенню параметрів або .