Газоконденсатными называют залежи, при эксплуатации которых добываются газ и жидкие углеводороды – конденсат, представляющий собой смесь бензиновых и более тяжелых фракций, находящийся в газообразном состоянии.
Под конденсатностью понимают содержание жидких углеводородов в газе в пластовых условиях (г/см3, см3/см3). Газоконденсатный фактор – величина, обратная конденсатности.
Различают сырой и стабильный конденсаты.
1. Сырой конденсат – углеводороды, при стандартных условиях находящиеся в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, пропаном, бутаном).
2. Конденсат, состоящий только из жидких углеводородов (от пентанов и выше) при стандартных условиях, называют стабильным.
Газоконденсатные залежи характеризуются тем, что газ и конденсат в пластовых условиях находятся в однофазовом газообразном состоянии. Они отличаются как от нефтяных, так и от газовых залежей наличием в состоянии обратного испарения жидких углеводородов и неуглеводородных соединений (парафина, смол), которые при изотермическом снижении давления конденсируются, давая жидкость, называемую конденсатом.
Газоконденсатные системы находятся на разных глубинах – от 1350-1500 м до 5500-6000 м. Конденсаты залежей, расположенных на больших глубинах, приближаются по свойствам к нефтям (Уренгойское, Астраханское и другие месторождения).
Условно принимают, что газовый фактор менее 1000 м3/м3 возможен в нефтяной залежи, а более 1000 м3/м3 – характерен для газоконденсатной системы.
