ГОСТ Р 55414—2013
следований скважин. Приводят также значения коэффициента усадки конденсата, молекулярной мас сы
в пластовом газе групп углеводородов С5, (углеводородного конденсата) и С10», молярных долей газа
сепарации и суммы газовых компонентов пластового газа, молярного соотношения газа сепара ции и
суммы газовых компонентов пластового газа, потенциального содержания углеводородов С5. на
единицу суммы газовых компонентов пластового газа. Потенциальное содержание углеводородов С5.
(углеводородного конденсата) определяют на основании состава пластового газа с учетом моле
кулярной массы этой фракции. Приводят значения коэффициентов сжимаемости газа для начальных
пластовых условий и относительной плотности газа по воздуху, необходимых для расчета прочностных
характеристик обсадных колонн и ожидаемых давлений по стволу скважин. Представляют осреднен-
ные данные по каждому выделяемому эксплуатационному объекту по форме таблицы В.8. Для много-
пластовых месторождений формулируют выводы о возможности использования газа отдельных пла
стов в качестве рабочих агентов для воздействия на другие пласты. Для месторождений, добываемую
продукцию которых планируется направлять на переработку, приводят характеристики фракционно го
и группового состава и физико-химических свойств стабильного конденсата и нефти, приведенные по
формам таблиц В.9. В.10. Приводят оценку товарных качеств газа и конденсата, потенциальных
товарных продуктов, которые могут быть выработаны из добываемого углеводородного сырья.
Для оценки количества выпадающей в пласте жидкой углеводородной фазы (конденсата) и степени
ее извлечения по материалам экспериментальных исследований подифференциальной конденсации пла
стовогофлюида, осуществляемых на установках фазового равновесия (PVT). определяют давление начала
конденсации, давление максимальной конденсации, количество выпадающей в пласте жидкой углеводо
родной фазы и ее плотность при различных давлениях в процессе снижения пластового давления. Рас
считывают изменение потенциального содержания в пластовом газе углеводородов С5, (углеводородного
конденсата), их суммарное извлечение из пласта и содержание их в газовой фазе пластового флюида.
Результаты приводят по форме таблицы В.11 или графически. При недостаточности, неоднозначности экс
периментальных данных или их отсутствии, в проекте пробной разработки (эксплуатации) участка (залежи)
месторождения, технологической схеме опытно-промышленной разработки участка (залежи) месторожде
ния. технологической схеме разработки месторождения (объекта разработки месторождения) приводят ре
зультаты прогнозирования изменения газоконденсатных характеристик на основе аналитических методов.
Для нефтегазоконденсатных месторождений (объектов разработки месторождений) состав
и свойства пластовой и дегазированной нефти приводят по формам таблиц В.12. В.13 соответственно.
Для высокопарафинистых нефтей дополнительно приводят оценку возможности выпадения
твердой фазы из нефти при изменении пластовых условий и при применении специальных
технологий разра ботки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин. При проектировании
разработки на режиме истощения дополнительно приводят зависимости газосодержания. объемного
коэффициента, плотно сти и вязкости пластовой нефти и выделяющегося из нее газа от давления
при пластовой темпера туре. При применении тепловых методов дополнительно приводят
зависимости вязкости пластовых жидкостей от давления и температуры, растворимость пара в
пластовых жидкостях (при закачке пара), теплофизические свойства пластовых флюидов (средняя
плотность, коэффициенты температуропро водности. теплопроводности, удельная теплоемкость).
При обнаружении в породе-коллекторе высо комолекулярного сырья (матричной нефти) и
металлорганических соединений приводят результаты их геохимических исследований.
При описании физико-химической характеристики пластовых вод приводят основные характери
стики по форме таблицы В.14. На основе анализа количества и состава пластовых, конденсационных,
связанных и других вод продуктивных горизонтов, выше- и нижележащих отложений, обосновывают на
чальные гидрохимические коррелятивы вод различных типов (пластовая, конденсационная, связанная,
техногенная). Приводят оценку влагосодержания пластового газа и газосодержания подстилающих и кон
турныхвод. Дают оценку возможности выпадения солей изпластовой воды в процессе эксплуатации сква
жин и промысловых объектов. В технологической схеме и технологическом проекте разработки наоснове
сведений о содержании в воде брома, йода. бора, лития, стронция, рубидия, цезия приводят обобщенную
оценку ценности и возможности использования пластовых вод в промышленных или лечебных целях.
13.4.5 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Данные по горизонтам (пластам) об общей, эффективной и газонасыщенной (нефтенасыщен
ной) толщине и показателях неоднородности приводят по форме таблицы В.15. Осреднение проводят
по всем скважинам. По разрабатываемым месторождениям аналогично характеризуют выделенные
эксплуатационные объекты. Распределение толщин по площади, в т. ч. по отдельным зонам, приводят
графически на картах эффективных толщин и газонасыщенных (нефтенасыщенных) толщин.
18