ГОСТ Р 56676—2015
3.13 пласт: Геологическое тело относительно однородного состава, ограниченное практически
параллельными поверхностями (за исключением границ глинизации и литолого-фациального замеще
ния) — подошвой и кровлей.
П р и м е ч а н и е — Толщина пласта во много раз меньше протяженности.
3.14 пластовый газ газоконденсатных залежей: Смесь углеводородных и неуглеводородных
компонентов, содержащихся в газоконденсатной залежи и извлекаемых из недр на поверхность в про
цессе разработки месторождения.
3.15 продуктивный горизонт: Пласт, в основном представленный однородным коллектором, или
группа пластов-коллекторов с разными свойствами, как правило, в той или иной мере гидродинамиче
ски связанных: горизонт, как правило, перекрыт региональной покрышкой.
3.16 продуктивный комплекс: Литолого-стратиграфическое подразделение разреза, включаю
щее один или несколько горизонтов, перекрытое региональной покрышкой.
3.17 свободный газ: Агрегатное состояние газовых компонентов, в которых частицы газа (моле
кулы, атомы) движутся свободно, равномерно заполняя в отсутствие внешних сил весь предоставлен
ный им объем в пористых и трещиноватых горных породах, в атмосфере земли.
3.18 _________________________________________________________________________________
стабильный газовый конденсат: Газовый конденсат, получаемый путем очистки нестабиль
ного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов С,—С4. отвечающий тре
бованиям соответствующего нормативного документа.
(ГОСТ Р 53521—2009, статья 9]
3.19 «сухой» газ: Газ. прошедший подготовку (переработку), вследствие которой содержание
смеси углеводородов группы СН4—С4Н10составляет более 98 % (масс.) общего состава.
4 Обозначения и сокращения
4.1В настоящем стандарте применены следующие обозначения:
</нкт — диаметр насосно-компрессорных труб, относительные единицы;
h30 — эффективная толщина, м;
/)3(£г — эффективная газонасыщенная толщина, м;
hyфи — эффективная нефтенасыщенная толщина, м:
Кв — коэффициент водонасыщенности. доли единицы;
К, — коэффициент газоиасыщеиности, доли единицы;
Км прин — коэффициент нефтегазонасыщенности, принятый на основе интерпретации данных гео
физических исследований скважин, доли единицы;
Кп — коэффициент пористости, доли единицы:
Кп ак — коэффициент пористости, определенный на основе интерпретации данных акустического
каротажа, доли единицы;
Кп ив — коэффициент пористости, определенный на основе интерпретации данных нейтронного
каротажа, доли единицы;
л. прим.
* п р -
коэффициент пористости, принятый на основе интерпретации данных геофизических ис
следований скважин, доли единицы;
коэффициент проницаемости, мкм2 (мД);
F — площадь залежи, тыс. м2;
р0 — начальное пластовое давление в залежи. МПа;
3