МЕТОД МАТЕРІАЛЬНОГО БАЛАНСУ
Метод матеріального балансу заснований на вивченні зміни фізичних параметрів рідини газу, які вміщуються в пласті, в залежності від зміни тиску при розробці. В процесі видобутку з пласта рідини (нафти, води) і газу в ньому відбувається безперервний перерозподіл нафти, води і газу внаслідок зміни пластового тиску.
Вказані зміни в розподілі нафти, газу і води в межах пласта і пов’язане з цим зміни фізичного стану газу і нафти використовуються при підрахунку запасів нафти за рівнянням матеріального балансу.
Необхідно мати на увазі, що рівновага стану в пласті, яка існувала на початковій стадії розробки в процесі розробки порушуються, особливо при наявності в ньому значних фаціальних змін. Це утруднює точне визначення середнього пластового тиску для якого знаходяться значення всіх коефіцієнтів, які входять в формулу. Тому при застосуванні методу матеріального балансу необхідно на дату підрахунку будувати карту ізобар, по якій можливо підрахувати більш точно середньозважений по площі (або по об’єму пласта) пластовий тиск. Цей середній пластовий тиск і є вихідним при визначенні всіх параметрів, які залежать від пластового тиску.
Цілком очевидно, що в окремих випадках при значних аномаліях в розподілі пластових тисків підрахунок середнього пластового тиску буде менш точним, а це в свою чергу знижує точність визначення окремих параметрів.
Використання методу матеріального балансу вимагає ретельного вивчення пласта з самого початку розробки. Для цього необхідно систематично проводити виміри пластових тисків в свердловинах глибинними манометрами, вести ретельний облік відбору нафти, газу і води, ретельно досліджувати керни і глибинні проби нафти.
Всі геолого–промислові дослідження необхідно вести систематично і з максимальною точністю.
Виведення рівняння матеріального балансу засновано на вивченні балансу між початковим об’ємом вуглеводнів, які вміщуються в надрах і кількістю вуглеводнів, які видобуті і залишилися в надрах, або на визначенні об’єму пор в пласті, який звільнився в процесі видобутку нафти, води і газу. У відповідності з цим виведення рівняння матеріального балансу можна базувати на одному з двох положень: 1) на збереженні матерії (тобто на постійності суми видобутих і тих що залишилися в надрах вуглеводнів, які можна представити у вагових або об’ємних одиницях) або 2) на постійності об’єму опор, які первісно були зайняті нафтою і газом.
При виведенні формул для спрощення розрахунків не враховують пружні властивості породи і флюїдів, маючи на увазі досить невелике значення цих властивостей в загальному енергетичному балансі природного колектора, який вміщує нафту і газ.
При застосуванні методу матеріального балансу стан пласта розглядається в динаміці – в залежності від відбору рідини, газу і падіння пластового тиску.
Як вже вказувалось при підрахунку запасів методом матеріального балансу користуються деякими середніми параметрами, які визначаються для даного середнього пластового тиску.
При всіх виведеннях рівнянь матеріального балансу прийнято наступні позначення:
- балансовий (початковий) запас нафти в об’ємних одиницях при стандартних умовах;
- накопичений видобуток нафти в об’ємних одиницях на дату складання рівняння балансу при стандартних умовах;
- число об’ємів газу, розчиненого в одному об’ємі нафти при середньому пластовому тиску 
(на дату складання рівняння балансу), заміряне при стандартних умовах;
- число об’ємів газу, розчиненого в одному об’ємі нафти при середньому початковому пластовому тиску 
заміряне при стандартних умовах;
- об’ємний коефіцієнт однофазної пластової нафти на дату підрахунку (при розчиненні в нафті об’ємів газу при середньому пластовому тиску на дату підрахунку);
- об’ємний коефіцієнт однофазної пластової нафти на початок розробки (при розчиненні в нафті об’ємів газу при середньому початковому пластовому тиску );
- об’ємний коефіцієнт пластового газу при середньому пластовому тиску на дату підрахунку
Z;
- об’ємний коефіцієнт пластового газу при середньому початковому пластовому тиску на початкову дату підрахунку
Z;
- середній газовий фактор за період видобутку об’ємів нафти (тобто за період падіння тиску від до ), віднесений до стандартних умов і визначається як частка від ділення накопиченого видобутку газу на накопичений видобуток нафти на дату підрахунку;
- первісний запас вільного газу в газовій шапці в об’ємних одиницях при стандартних умовах;
- відношення об’єму пласта, який вміщує газ в газовій шапці ( в пластових умовах) до об’єму пласта, який вміщує нафту з розчиненим в ній газом (теж в пластових умовах). При постійній потужності пласта це відношення буде рівним частки від ділення площі, обмеженої контуром газоносності, до площі нафтоносності, розміщеної між контурами водоносності і газоносності:
,
або можна написати
,
Звідки, первісний запас вільного газу в газовій шапці можна визначити за наступною формулою:
;
- кількість води, що ввійшла в пласт, в об’ємних одиницях за період падіння пластового тиску від до , заміряна при стандартних умовах;
- кількість видобутої води в об’ємних одиницях за період падіння пластового тиску від до , заміряна при стандартних умовах;
- об’ємний коефіцієнт двофазової суміші пластової нафти і газу (нафтогазової суміші), який враховує зміну одиниці об’єму нафти при контактному методі її використання шляхом зниження пластового тиску від до . В цьому випадку при зниженні пластового тиску від до з нафти виділяється 
об’ємів газу, який при тиску знаходився в контакті з нафтою, займав об’єм ( ) тоді коефіцієнт двохфазової суміші отримає наступній вираз:
,
звідки
.
В зв’язку з вище вказаними визначеннями об’ємних коефіцієнтів пластової нафти необхідно мати на увазі, що коефіцієнт змінюється прямо пропорційно зміні пластового тиску, а коефіцієнт обернено пропорційно (внаслідок наявності газової фази), тобто з збільшенням тиску зменшується і з зменшенням пластового тиску відповідно збільшується.