El proceso de agotamiento de yacimientos de gas condensado presenta fenómenos significativos de condensación. Los métodos actuales de balance de materia para calcular las reservas dinámicas de yacimientos de gas condensado enfrentan dificultades debido a que la curva de caída de presión no presenta una relación lineal, lo que complica la evaluación de las reservas dinámicas. Por tanto, es importante estudiar los métodos de cálculo del balance de materia para yacimientos de gas de flujo multifásico complejos. Basado en la teoría de la mecánica de flujo de yacimientos de gas condensado, se introdujo un parámetro de presión efectiva ficticia de dos fases de petróleo y gas, estableciéndose un nuevo método para calcular las reservas dinámicas de yacimientos de gas condensado basado en la teoría del balance de materia de flujo; en el método de balance de materia multifásico, la tasa de producción normalizada y la producción acumulada normalizada muestran una relación lineal clara. Los análisis indican que cuando la producción no ha alcanzado un estado cuasiestable, los resultados calculados de reservas dinámicas pueden presentar desviaciones. Estudiando las diferencias en las variaciones de saturación en diferentes etapas de flujo de yacimientos de gas condensado, se formó el método de cálculo del parámetro de presión efectiva ficticia de dos fases de petróleo y gas, y la curva de indicación de producción corregida puede mejorar la precisión del cálculo de reservas dinámicas. El método aplicado a un caso real en un yacimiento de gas condensado mostró que, comparado con los métodos convencionales y el método de ajuste del gráfico de Blasingame, el nuevo método produce resultados más precisos. Los resultados demuestran que el nuevo método mejora la precisión de la evaluación de reservas dinámicas de yacimientos de gas condensado y ayuda a guiar la adaptación oportuna de planes de desarrollo en campo.

yacimientos de gas condensado;reservas dinámicas;flujo multifásico;balance de materia de flujo;presión efectiva ficticia