нефтегазопромысловая

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

общее содержание карбонатов в обломочных и глинисто-мергельных породах, устанавливаемое или объёмным методом (по выделению СО2), или по нерастворимому остатку, или путём пересчета данных количественного определения кальция и магния из солянокислой вытяжки.

Коллекторы кавернозного типа (cavernous-type reservoirs) – коллекторы,

обычно карбонатные, пустотное пространство которых образуют каверны, соединенные узкими каналами или изолированные друг от друга, с коэффициентом открытой пустотности, изменяющимся в широких пределах, - от тысячных долей единицы до 0,2 и более. Коллекторы, пространство которых образуют каверны – вторичные образования, возникшие от растворения или перекристаллизации вещества горной породы (А.И. Кринари, 1959, А.А Ханин, 1976 и др.).

Коллекторы карбонатные (carbonate reservoirs) коллекторы, представленные карбонатными породами. К ним относят разновидности известняков, доломитов и промежуточных образований с большим разнообразием пустот и их сочетаний, обладающих способностью к значительному улучшению фильтрационных и емкостным свойств.

Коллекторы смешанных типов (varying-type resorvoirs) – коллекторы,

пустотные пространства которых образованы одновременно двумя или тремя видами пустот и среди которых в геолого-промысловой практике выделяют (по Е.М. Смехову и М.И. Максимову) типы: трещино-нормальный, трещинно-кавернозный, трещино-нормально-кавернозный.

Коллекторы поровые (pore reservoirs) - коллекторы (песок, песчаник, алевролит, переотложенная карбонатная порода), пустотное пространство которой образовано межгранулярными (межзерновыми) первичными порами, обычно обладающими проницаемостью при пористости более 9 - 10 % и относительной изотропностью фильтрации по поровым каналам.

Коллекторы трещинно-кавернозные (fractured-cavernous reservoirs) –

коллекторы, в которых наряду с кавернозностью и микротрещиноватостью, свойственными коллекторам кавернозного типа, существенную роль играют макротрещины в доломитах кавернозных, плотных, мелко- и тонкозернистых, а также в известняках и мергелях, в разной степени доломитизированных, плотных (М.И. Максимов, 1975).

Коллекторы терригенные (terrigenous (terrigene) reservoirs) – коллекторы,

представленные терригенными породами - песками, песчаниками, алевролитами различного минерального состава, с разной степенью глинистости, разным составом и характером цементирующих веществ, обычно нормального или трещиннонормального типа.

Коллекторы трещинного типа (fracture-type reservoirs) – коллекторы карбонатные и терригенные, пустотное пространство которых образованно трещинами, характеризующимися наиболее часто ёмкостно-фильтрационными показателями в пределах: раскрытость трещин от десятков микрометров до миллиметров, густота трещин 10-100, коэффициент трещиноватости 0,0006-0,02, проницаемость 0,01-0,05 мкм2 и более.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коэффициент кавернозности (cavernosity ratio) – отношение суммарного объема каверн к соответствующему видимому объему горной породы. Различают коэффициенты полной и открытой кавернозности.

Коэффициент карбонатности пород (rock carbonate content index) -

отношение суммарной массы карбонатных минералов к общей массе породы (ВНИИ, 1973).

Коэффициент нефтенасыщенности или газонасыщенности (oil or gas saturation factor) – отношение объема нефти (газа), содержащейся в порах (пустотах) пласта, к общему объему всех пор (пустот) нефтеносного (газоносного) пласта в пластовых условиях; М.А. Жданов, 1962; Ф.И. Котяхов И.Х. Абрикосов, И.С. Гутман, 1970). Или: отношение объема пор (пустот), занятых нефтью (газом) в исследуемом образце породы, к суммарному объему открытых пор (пустот) исследуемого образца породы (Ф.А. Гришин, 1975). Или: отношение объема нефти (газа), содержавшейся в породе в пластовых условиях, к общему объему сообщающихся пустот (ВНИИ, 1973).

Коэффициент открытой пустотности (open cavitation index) – отношение

объема взаимосвязанных пор (пустот), в которые возможно проникновение нейтрального, наименее вязкого флюида (азота, керосина), к общему объему породы (А.И. Кринари, 1959). Или: сумма коэффициентов открытой пористости, открытой кавернозности и трещиноватости.

Коэффициент относительной проницаемости нефтяного пласта (oil-bed relative permiability coefficient) - отношение коэффициента эффективной (или фазовой) проницаемости к коэффициенту абсолютной проницаемости (Ф.И. Котяхов, 1956; Л.И. Кринари, 1959; Ш.К. Гиматудинов, 1971; ВНИИ, 1973). К.о. п. зависит от физических свойств породы, физико-химических свойств жидкостей и газа, а также от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз.

Коэффициент песчаности (arenosity coefficient) для скважины - отношение эффективной толщины продуктивного эксплуатационного объекта к его общей толщине в стратиграфических границах. А для горизонта в целом — среднее арифметическое значение коэффициента песаности по всем имеющимся скважинам (В. А. Бадьянов, Ю.Е. Батурин, Е.П. Ефремов, 1977; Т.П. Миронов, B.C. Орлов, 1977; М.М. Иванова, И.П. Чоловский, И.С. Гутман, 1981). Или: отношение эффективной мощности продуктивного пласта или эксплуатационного объекта к его общей мощности( BHИИ, 1973; В.В. Воинов, Э.Л. Лейбин, Е.И. Семин).

Коэффициент пористости (porosity coefficient) – отношение объема межзерновых пор коллектора к соответствующему видимому объему породы,

пропорциональности в линейном законе фильтрации Дарси, за единицу которого принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

которой площадью 1 м2, длиной 1 м в перепаде давления 0,1 МПа расход жидкости вязкостью 1 мПа∙с составляет 1 м3/с. Физический смысл размерности коэффициента проницаемости заключается в том, что он характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация (Ш.К. Гиматудинов, 1971).

Коэффициент пьезопроводности пласта (formation pressure conductivity factor) - коэффициент, характеризующий темпы распределение пластового давления в условиях упругого режима, равный отношению коэффициента проницаемости пласта к произведению вязкости жидкости на коэффициент упругости (В.Н. Щелкачёв 1959). Или: коэффициент, характеризующий скорость распространения давления в упругой пористой среде. Синоним: коэффициент проводимости давления.

Коэффициент сжимаемости пористой срёды (pore formation compressibility) -

коэффициент, численно характеризующий относительное (по отношению ко всему выделенному элементу объеме пласта) уменьшение объема норового пространства при снижении пластового давления на 0,1 МПа (В.Л. Щелкачёв, 1948).

Неоднородность пласта в нефтегазопромысловой геологии (stratum nonuniformity) – пространственная изменчивость его литолого-физических свойств.

Пласты битуминозные (bituminous formations) – пласты, содержащие нефть вязкостью 100 – 1000 Па·с, имеющие, как правило, высокую абсолютную проницаемость. Приёмистость этих пластов низкая, даже нулевая.

Поры (pores) - наиболее распространенный, особенно в терригенных

и частицами породы, размерами до 2 мм. Или: пустоты, заключенные в промежутках между частицами отложившейся породы (А.А. Ханин, 1969). Или: пустоты в горной породе, возникшие одновременно с образованием самой породы (А.Н. Снарский, 1961; М.И. Максимов, 1975). Поры более 0,5 мм в диаметре, в которых вода и другие жидкости, например, нефть, движутся, подчиняясь силе тяжести по закону гидростатики (И.М. Губкин, 1937).

Поры капиллярные (capillary pores) – поры с размерами в пределах 0,500 – 0,0002 мм, в которых жидкость находится под действием молекулярных сил притяжения как между частицами жидкости, так и между последними и стенками пор, для перемещения по которым требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести (М.И. Максимов, 1975 и др.). Поры более 0,5 мм в диаметре, в которых вода и другие жидкости, например, нефть, движутся, подчиняясь силе тяжести по закону гидростатики (И.М. Губкин, 1937).

Поры сверхкапиллярные (super capillary pores) – поры размером не более 500

мкм, движение жидкости и газа в которых происходит свободно (под действием гравитационных сил или напора вытесняющего агента).

Поры субкапиллярные (subcapillary pores) – поровые каналы размером менее 0,0002 мм, в которых жидкость настолько сильно удерживается силой притяжения стенками каналов, что практически в природных условиях перемещаться в них не может (Ш.К. Гиматудинов, 1971). Или: поры диаметром менее 0,0002 мм, в которых жидкости циркулировать не могут, так как силы сцепления и прилипания становятся

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

столь значительными, что сила гидростатического давления победить их не в состоянии (И.М. Губкин, 1937).

2.2.5. Характеристика нефтяных и газовых пластов (oil and gas reservoir properties)

Аномально низкое пластовое давление, АНПД (abnormal low pressure) -

давление флюидов, значительно ниже по величине нормального гидростатического давления в пласте для данной глубины.

Газопроницаемость (gas permiability) - свойство горных пород пропускать газ под действием, перепада давления.

Давление горное (formation pressure, rock pressure) – давление вышележащих пород. Точнее: (по В.М. Добрынину и В.А. Серебрякову) давление на пласт, являющееся следствием суммарного влияния геостатического (вес вышележащей толщи пород с учетом их плотности) и геотектонического (напряжения, возникающего в результате тектонических процессов) давлений (напряжений).

Давление пластовое, аномально высокое, АВПД (abnormal high pressure) –

давление, превышающее гидростатическое давление, соответствующее данной глубине залегания продуктивного пласта.

Давление пластовое (поровое) (роrе pressure, formation pressure) - давление,

оказываемое пластовыми флюидами на стенки пор породы.

Давление пластовое, среднее по залежи (average [mean] reservoir pressure) –

среднее значение приведенного (или истинного) динамического пластового давления в начальных границах залежи на определенную дату, подсчитанное по соответствующей карте изобар как средне взвешенное по площади или объему (во втором случае используется и карта эффективной нефтенасыщенной толщины). Или: давление, отнесенное к объему пласта, ограниченному кровлей, подошвой и поверхностью, отделяющей нефтенасыщенную часть пласта от водоили газонасыщениой (определяемой путем взвешивания по объему) (В.Н. Васильевский, ЭА Лейбия,1956). Керн (core, sample) – образец породы в виде столбика, выбуриваемый специальным инструментом для геологического изучения пластов, которые проходит скважина. Или: образец горной породы, извлекаемый при бурении скважины.

Напор пьезометрический (piezometric head) – напор Н, создаваемый столбом жидкости, поступившей в скважину из пласта, равный сумме пьезометрической h и геометрической z высот над условно принятой (нулевой) плоскостью: H = h+z. Термин пьезометрический напор иногда отождествляют с термином гидродинамический напор. Строго говоря, последний представляет сумму пьезометрического напора и скоростного напора, так как величина последнего в потоке подземных вод мала и ею обычно пренебрегают. Отсюда и возникает отождествление терминов и упрощение понятия (по С.Б. Вагину, 1981). Или: потенциальная энергия единицы массы воды, сосредоточенной в геометрической точке, находящейся на той или иной высоте5 над нулевой плоскостью сравнения,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

выражаемая в единицах длины (м) и всегда определяемая от плоскости сравнения до уровня воды в скважине (СГ, 1976).

Пласт кавернозный (cavernous formation) – пласт, имеющий объёмные пустоты в результате растворения породы пласта пластовыми водами.

Порода покрывающая (top, cap rock, cover rock, capping) – пачки или толщи преимущественно глинистых пород, дифузионная, фильтрационная и трещинная проницаемость которых настолько низка в определенные отрезки геологического времени, что, частично пропуская через себя углеводороды, они задерживают значительную часть их в перекрываемом коллекторе (Г.Э. Прозорович, 1970). Или: порода, которая для данного флюида при определенном перепаде давления и температуре препятствует началу фильтрации (Н.А. Еременко, И.М. Михайлов, 1972).

Пористость общая (absolute porosity) – отношение объёма сообщающихся и несообщающихся пустот в породе к общему объёму породы.

Проницаемость абсолютная (absolute permeability) - свойство пропускать флюид, напр., газ, при условии 100% насыщения породы этим газом; определяется для условий, при которых породы содержат жидкость только одного вида.

Проницаемость фазовая (phase permiability) – проницаемость породы для одной из фаз, движущейся в порах двухфазной или многофазной системы (Ф.И. Котяхов, 1956; А.И. Кринари, 1959; А.Н. Снарский, 1961; А.А. Ханин, 1969; ВНИИ, 1973). Ф.п. зависит от физических свойств породы, физико-химических свойств жидкостей и газа, а также от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз.

Пьезопроводность (piezoconductivity) – свойство пласта замедлять перераспределение давления в зависимости от степени упругости пластовой системы. Или: способность среды (породы) передавать давление.

Раскрытость трещин (fracture opening) - кратчайшее расстояние между стенками трещины (Е.С, Ромм, 1966; МА Жданов, 1970; К.Б. Аширов, 1971 и др.).

Свойства пород-коллекторов, физические (physical properties of reservoirs) –

основные физические характеристики пород-коллекторов, учитываемые промысловой геологией, - плотность, пустотность, проницаемость, характер структуры пустотного пространства, нефтегазоводонасыщенность, поверхностные свойства, теплоёмкость, сжимаемость и др.

Сопротивление пласта, фильтрационное (formation filtration resisting strength) – величина, обратная гидропроводности, - отношение вязкости пластовой жидкости к произведению проницаемости на эффективную толщину пласта. Или: сопротивление движению флюидов в породе-коллекторе, являющееся величиной, обратной гидропроводности пласта (ВНИИ, 1973).

Толщина (проф. мощность) пласта (bed thickness) – кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта (горизонта, эксплуатационного объекта и т.п.).

Толщина (мощность) нефтенасыщенного коллектора, эффективная (net pay) – толща коллектора, которая не включает непродуктивные интервалы (непроницаемые пропластки и др.)

Трещина (fracture, fissure, crack) - один из видов пустот коллекторов - разрывы в горной породе (без перемещения блоков породы), характеризующиеся

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

раскрытостью от десятков микрометров до миллиметров, преимущественно тектонического происхождения, субвертикальной ориентировкой относительно напластования пород, объединением в системы более или менее правильными геометрическими сетками (М.А, Жданов, 1970; В.Н. Майдебор, 1971; М.И.

Максимов, 1975; 1978 и др.).

Трещиноватость (естественная) (native jointing) - свойственна практически всем горным породам: рассеченность их мелкими трещинами (с возрастанием их густоты в порядке: песчаники - алевролиты — аргиллиты — мергели — сланцы — соли — известняки — доломиты), которая может улучшать пути дренажа пород с низкими коллекторскими свойствами и придавать коллекторские свойства плотным породам. Или: совокупность трещин в горной породе (Е.М.Смехов, 1962). Или: общая рассеченность горных пород трещинами (К.Б. Аширов, 1976). Или: повсеместная рассеченность горных пород трещинами, развитая во всех литологических разностях осадочных пород (ГС, 1978).

Уровень пьезометрический (piezometric level) – уровень, устанавливающийся в скважинах при вскрытии напорных вод и выражающийся в абсолютных или относительных (от устья) отметках или МПа. Синоним: напорный уровень.

2.2.6. Пластовый флюид

Пластовый флюид (reservoir fluid) - жидкость, газ или их смеси, насыщающие пласты-коллектора

2.2.6.1. Нефть иеё компоненты (oil andits components)

Асфальт (asphalt) — очень вязкий, полутвердый или твердый легкоплавкий битум, нацело растворимый в органических растворителях. Цвет А. темно-бурый до черного. Плотность около 1,0 г/см3 или несколько выше. По элементарному составу А. характеризуется наличием помимо углерода и водорода значительных количеств кислорода, серы, а также азота. Содержание углерода обычно: 80— 85% водорода, 9

— 10% серы 4—6%, азота 0 5 — 1,0% .

Вода пластовая (strata water, formation water, brine water, void water) –

подземные воды, циркулирующие в пластах горных пород.

Газ свободный (free gas) – агрегатное состояние газовых компонентов, в которых частицы газа (молекулы, атомы) движутся свободно, равномерно заполняя в отсутствие внешних сил весь предоставленный им объём в пористых и трещиноватых горных породах, в атмосфере Земли.

Газ углекислый, двуокись углерода (carbon-dioxide) – ангидрид угольной кислоты, СО2.

Классификация битумов (bitumen classification) - I класс нефти и вязкие битумы: а) нефти; б) мальты и асфальты; в) нафтоиды.

II класс - асфальтиты: а) гильсонит; б) грэемиты. lll класс — кериты: а) альбертиты; б) импсопиты.

lV класс — элькериты.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

V Класс - антраксолиты: а) низшие антраксолиты; б) высшие антраксолиты; в) шунгиты; г) кискеиты; д) тухолиты.

Конденсат газовый, углеводородный конденсат (gas condensate) – смесь жидких углеводородов (С5Н12+высшие), выделяющихся из природных газов при эксплуатации газоконденсатной залежи в результате снижения пластовых давлений (ниже давления начала конденсации) и температуры. Или: пластовый газ с содержанием конденсата более 90 см3/м3, т.е. имеющий соотношение газ/конденсат менее 11 тыс. м3/м3; обычно содержит этан, пропан, бутан. Или: продукт, выделенный из природного газа и представляющий собой смесь жидких углеводородов (содержащих более 4 атомов углерода в молекуле).

Конденсат нестабильный, насыщенный конденсат, сырой конденсат (unsteady condensate) – жидкие углеводороды С5Н12+высшие, в которых растворены газовые углеводороды и неуглеводородные компоненты.

Конденсат стабильный (stable condensate) – конденсат, получаемый после полной дегазации сырого конденсата и состоящий из пентанов и вышекипящих.

Мазут (residual fuel oil, boiler oil) – остаток после перегонки нефти при атмосферном давлении (отгонки керосина, бензина и дизельного топлива), плотность

– 890 – 1000 кг/м3.

Нефть (oil, petroleum, crude oil) - жидкое горючее ископаемое тёмно-бурого цвета с плотностью 0,65 - 1,00 г/см3, имеющая сложный состав - смесь парафиновых, нафтеновых и реже ароматических углеводородов с содержанием углерода около 82 - 87%, водорода - 11,5 - 14,%; в качестве примесей (4 - 5%) - кислородсодержащие вещества, сера, азот, смолистые и асфальтовые вещества. Тяжелые нефти обязаны своей высокой плотностью или преимущественному содержанию циклических углеводородов, или низкому содержанию легкокипящих фракций (начальная температура кипения иногда бывает выше 200°С). Содержание серы в нефтях обычно ниже 0,3%, иногда достигает 5 — 5,5%. Количество парафина колеблется от следов до 10% и выше. Нефти с высоким содержанием парафина отличаются повышенными температурами застывания (выше 0 и до +20 С); нефти с низким содержанием парафина застывают при отрицательных температурах.

Нефть беспарафиновая (paraffinless oil) – нефть с содержанием парафина не более 1% (М.А. Жданов, 1970; М.А. Жданов, Е.В. Гординский, М.Г. Ованесов, 1975).

Нефть высокосернистая (sour oil, sour crude) – нефть с содержанием серы более 2%; малосернистая – менее 0,5%

Нефть лёгкая (low-density oil) – нефть с низкой плотностью, что обусловлено как её химическим характером (преимущественным содержанием метановых углеводородов), так и фракционным составом – высоким содержанием бензина.

Нефть неньютоновская (non-Newton oil) – нефть, не подчиняющаяся линейному закону трения Ньютона, т.е. обладающая в условиях пласта структурномеханическими свойствами.

Нефть парафиновая (paraffin-base oil) – нефти с содержанием парафина менее 1,5% - малопарафинистые; 1,51 -6% - парафинистые; более 6% - высокопарафинистые.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нефть пластовая (oil in-situ) - смесь жидких к газообразных углеводородов, содержащихся в нефтяном пласте в условиях, характерных для него пластовых давлений и температур, в зависимости от которых она может представлять собой однофазную жидкость или распадаться на жидкую и газовую фазы. Или: нефть в том состоянии, в каком она находится в пласте (не окислена, содержит растворенный газ при пластовых температуре и давлении) (Ф.И. Котяхов, 1956). Наличие в пластовой нефти весьма значительных количеств растворенного газа резко изменяет ее состав, уменьшает плотность, вязкость, поверхностное натяжение. Свойства пластовых нефтей изменяются в процессе разработки залежи по мере снижения пластового давления ниже давления насыщения.

Нефть тяжёлая (heavy oil) – нефть высокой плотностью (более 0,900 г/см3), обусловленной повышенным содержанием асфальто-смолистых веществ, преобладанием в строении углеводородов циклических структур и низким содержанием легкокипящих фракций (начальная температура кипения иногда выше

200 С).

Нефть чистая (товарная) (clean oil, pure oil) — не более 1% примесей и воды;

для определения чистой нефти производится её испытание на центрифуге, на основании которого выводится содержание воды во взвешенном состоянии и механических примесей.

Парафин (paraffin) – смесь твёрдых углеводородов, преимущественно метанового ряда, являющаяся одним из компонентов высших фракций нефтей. Он представляет массу плотностью 0,907 -0,915 г/см3 при 15 C, с температурой плавления 40 – 60 С и содержанием нефти 13 – 14% и более (И.М. Губкин, 1937; Ш.К. Гиматудинов, 1963; Б.М. Рыбак, 1962). Или: входящая в состав пластовой нефти в количестве от долей процента до 20% и более смесь высокомолекулярных углеводородов преимущественно метанового ряда. Она выпадает в виде твёрдой воскообразной массы при снижении температуры ниже температуры начала кристаллизации парафина (12 – 60 С). Это осложняет работу эксплуатационного оборудования, а при выпадении в продуктивных пластах резко ухудшает их фильтрационную характеристику.

Смолы и асфальтены (resins and asphaltenes) – сложные компоненты нефти – высокомолекулярные соединения, содержащие углерод, водород, азот, серу, находящуюся в нефти в количестве 2 – 45%. Они обладают высокой поверхностной активностью и при большом содержании в нефти усложняют условия её фильтрации в продуктивных пластах. Или: сложные полициклические системы, состоящие из ароматических, гидроароматических и гетероароматических циклов и алифатических радикалов (К. Бека, И. Высоцкий, 1976).

Состав нефти фракционный (oil compositition) - продукты, получаемые из нефти в результате ее перегонки, различающиеся температурой кипения, плотностью и другими свойствами: бензин, лигроин, керосин, смазочные масла остаточный гудрон. Фракции, получаемые в заводских условиях при разгонке (дистилляция) нефти в соответствии с требованиями промышленности и качеством сырья (бензиновая, керосиновая, различных насел и другие широкие фракции), а также более узкие фракции, получаемые для углубленного изучения нефти и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

изобутан. Нормальный бутан CH3—СН2—CH2CH2) имеет температуру кипения— 0,5С, изобутан —12,2 С, плотность (по отношению к воздуху) 2,07 . Присутствует в нефтяных газах.

Газ газовых залежей (gas of gas deposits) - природный углеводородный газ (с относительной плотностью около 0,50 - 0,55) – однофазная смесь наиболее легких, высококипящих менее адсорбционно-активных компонентов, содержащая метан в количестве 80 – 99% и его гомологи, обычно до пентана (при уменьшении содержания индивидуальных углеводородов с увеличением их молекулярной массы), а также азот, двуокись углерода, редкие газы, иногда сероводород и др. (А.К. Карпов, В.Н. Раабен, 1978). Или: газ сухой, постоянного состава, в основном состоящий из метана (92-99 %), отличающийся незначительным содержанием тяжелых углеводородов и минимальной плотностью (А-А. Бакиров, Э.А. Бакиров, B.C. Мелик-

Пашаев,1968, 1976).

Газ газовых шапок (gas of gas caps) - природный углеводородный газ нефтегазовых (газонефтяных) залежей, находящийся в пласте в газовой фазе над нефтью в равновесном состоянии с газом, растворенным в нефти, и обычно отличающийся по составу от последнего пониженным содержанием тяжелых углеводородов.

Газ газоконденсатных залежей (gas of gas condensate deposits) - природная система взаиморастворённых газообразных и легкокипящих жидких нефтяных углеводородов, находящихся в термодинамических условиях земных недр в газообразном или парообразном фазовом состоянии. Или: природный углеводородный газ с относительной плотностью около 0,60 – 0,70, содержащий метана 80-94 %, С2 - С4 заметно больше, чем в газовых залежах, повышенные концентрации C5+высш. (при характерном убывании содержания индивидуальных углеводородов с увеличением числа атомов углерода в молекуле), а также азот, двуокись углерода, редкие газы, иногда сероводород и др. (А.К. Карпов, В.Н. Раабен, 1978). При эксплуатации газоконденсатной залежи с понижением давления до определенного значения (давление максимальной конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых углеводородов в жидкое состояние; при последующем уменьшении давления часть их переходит обратно в газообразное состояние ( Ю.П. Коротаев, 1975).

Газ жирный (rich gas) – пластовый газ с содержанием конденсата от 30 до 90 см3/м3, т.е. имеющий отношение газ/конденсат от 11 до 33 тыс. м3/м3, характеризуется повышенным содержанием этана, пропана и бутана.

Газ нефтегазовых (газонефтяных) залежей (gas of oil-gas deposits) —

природный углеводородный газ, сопровождающий нефть в виде газовой шапки над залежью нефти и в растворенном состоянии в нефти (с составом предельных углеводородов, изменяющимся в весьма широких пределах).

Газ нефтяной, нефтяной попутный газ (oil gas) - растворённый в нефти при пластовых условиях, выделяющийся при эксплуатации нефтяных залежей в результате снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти.

Газ, окклюдированный в нефти (occluded gas) – газ, выделившийся из нефти при снижении пластового давления ниже давления насыщения и находящийся в нефти в виде рассеянных пузырьков