2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 5

5

ГЛАВА

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА И ПРОГНОЗ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА

Достоверность используемых запасов газа предопределяет точность прогнозируемых показателей разработки. Достоверность запасов газа зависит от стадии изученности залежи. На ранней стадии изученности месторождения запасы определяют объемным методом по данным ограниченного числа разведоч- ных скважин. В большинстве случаев по этим запасам составляют техникоэкономическое обоснование (ТЭО) целесообразности разработки залежи или «Технологическую схему разработки» месторождения на 1–3 года. За это время бурят дополнительное число разведочных и эксплуатационных скважин, позволяющих доразведовать залежь и подготовить необходимый объем информации для проектирования разработки залежи. Однако существующие методы подсче- та запасов газа, газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений даже по истечении периода опытно-промышленной эксплуатации не позволяют с нужной точностью определить извлекаемые запасы газа. К наиболее часто встречаемым факторам, влияющим на точность определения запасов газа, относятся: неоднородность залежи по разрезу и по площади; анизотропия пластов, наличие литологических экранов, положение контакта газ – вода или газ – нефть при наличии нефтяной оторочки, конфигурация контура газоносности, эффективная газонасыщенная толщина, насыщенность пористой среды газом, водой, нефтью; порог подвижности флюидов и т.д.

В принципе достаточно высокую точность оценки запасов газа существующими методами можно гарантировать только для высокопористого, однородного высокопроницаемого пласта с известными контуром газоносности и положением газоводяного (газонефтяного) контакта. Таких месторождений в мире практически нет. Поэтому из-за неточности множества параметров, используемых при подсчете запасов газа на любом газовом, газоконденсатном и газонефтяном месторождении, подсчет запасов производится неоднократно по мере накопления новых данных, указывающих на неточность принятых в проекте запасов газа.

Такие ошибки естественны (независимо от объема накопленного материала) в процессах доразведки и разработки месторождений.

Учет же параметров — фильтрационных свойств каждого пропластка (параметр анизотропии; порог подвижности газа и жидкости в каждом пропластке; фазовые проницаемости; запасы высоко- и низкопористых и высоко- и низко-

423

проницаемых пропластков, капиллярные и гравитационные силы; темпы отбора газа из залежи; вскрытие пласта; последовательность залегания пропластков и т.д.) повысит точность определяемых запасов.

Основной недостаток объемного метода заключается в том, что при под- счете запасов газа не только не учитываются фильтрационные параметры, но и исключаются из подсчета запасов низкопористые и низкопроницаемые пропластки. При этом нижний предел пористости принимается без учета реальных возможностей таких пропластков участвовать в процессе истощения залежи. В настоящее время значения нижнего предела пористости и проницаемости пропластков, которые не следует включать в подсчет запасов газа объемным методом, не регламентированы. Поэтому при подсчете запасов газа объемным методом разные территориальные геологические управления принимают разные значения нижних пределов низкопористых и низкопроницаемых пропластков. Общеизвестно, что имеются пласты с достаточно высокой пористостью, но весьма низкой проницаемостью и наоборот. Значение пористости при подсчете запасов газа объемным методом не должно быть критерием для подсчета запасов. Критерием, скорее, может быть проницаемость и ее связь с капиллярными давлениями и порогом подвижности в таких случаях для жидких и газовых фаз.

При подсчете запасов газа объемным методом не учитывается возможность подключения в разработку низкопроницаемых пропластков по мере достижения в процессе разработки предельной величины депрессии между истощенными высокопроницаемыми и не вступившими в разработку низкопроницаемыми пропластками.

Таким образом, одной из основных задач проектировщика при прогнозирования показателей разработки является детальное изучение по всем параметрам представленного подсчета запасов, для учета влияния этих параметров при проектировании. Проектировщик обязан проверить и при необходимости пере- считать параметры, которые усредняются при подсчете запасов объемным методом. К этим параметрам относятся: пористость, газоводонасыщенность, толщина газонефтеносных пластов, давление, температура, состав газа, положение ГВК по площади (газонефтяного контакта при наличии оторочки), а также параметры двухфазной зоны.

На месторождениях, введенных в разработку, кроме объемного метода используют и метод падения пластового давления, за теоретическую основу которого принято уравнение материального баланса. Этот метод позволяет оценить текущие извлекаемые запасы газа на момент его применения в зоне, вовлеченной в разработку, и, в первую очередь, из высокопроницаемых пропластков. Вовлечение в разработку низкопроницаемых пропластков по этой методике учитывается в неявной форме. Поэтому по методу падения пластового давления определяются запасы, когда неизвестно, из каких пропластков эти запасы, с какими фильтрационными и емкостными параметрами и когда включились или включатся в разработку эти пропластки. Определяемые методом падения пластового давления запасы в целом зависят от:

геометрии (размеров) дренируемой зоны; фильтрационных и емкостных параметров пропластков; параметра анизотропии; запасов упругих сил водоносного бассейна;

степени вторжения подошвенной или контурной вод в газовую залежь; темпа отбора газа из месторождения; размещения и числа скважин и др.

424

При подсчете запасов газа методом падения пластового давления усредняется практически только один параметр — пластовое давление по площади и при значительной толщине залежи – и по толщине. Очень существенно влияют на запасы газа по этому методу вторжение воды в залежь (не на начальной стадии разработки), перетоки газа и ввод новых скважин или группы скважин в разработку в зоне, уже вовлеченной в разработку.

Метод в одинаковой степени применим для отдельных скважин, кустов, УКПГ, но с одновременным по всем скважинам, кустам и УКПГ измерением давления и отбором газа с последующим суммированием полученных удельных запасов газа по залежи.

Отмеченные выше недостатки методов подсчета запасов могут быть устранены принципиально новым подходом к оценке запасов газа, каким является использование геолого-математических моделей месторождений или их фрагментов массивного и пластового типов, учитывающих как емкостные, так и фильтрационные свойства каждого пропластка многослойного неоднородного пласта. Теоретические основы и технология подсчета запасов газа с использованием геолого-математических моделей будут изложены позже.

5.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ ГАЗА ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ

Как было отмечено, проектировщик перед прогнозированием показателей разработки должен проанализировать принятые при подсчете запасов газа исходные данные и оценить величины запасов, представленные для проектирования. В основном при прогнозировании показателей разработки месторождений представляются запасы, подсчитанные объемным методом по формуле

Qçàï = Fãhãmãαãpïë.ñð Òñò/zñðpàò Òïë.ñð,

(5.1)

ãäå Fã — площадь газоносности; hã — газонасыщенная толщина; mã — газонасыщенная пористость; αã — газонасыщенность пористой среды; pïë.ñð — средневзвешенное пластовое давление; Òñò — стартовая температура, равная Òñò = 293 Ê; zñð — средний коэффициент сверхсжимаемости газа; pàò — атмосферное давление; Òïë.ñð — средняя пластовая температура, К.

При подсчете запасов для вычисления Fã используют планиметр; величину hã в литературе обычно именуют эффективной, так как в разрезе имеются заглинизированные и практически непроницаемые пропластки. Эти пропластки при объемном методе подсчета запасов исключаются из подсчета. Предельно низкие значения пористости и проницаемости таких пропластков в каждом конкретном случае принимаются произвольно. Эти значения могут быть оспорены только экспертами ГКЗ РФ. Средневзвешенное пластовое давление pïë.ñð усредняется по объему. При большом этаже газоносности усреднение должно быть проведено путем разбивки залежи на слои по толщине. Значение zñð îïðå-

деляется для значений pïë.ñð è Òïë.ñð.

Каждый из параметров, входящий в формулу (5.1), определяется с той или иной степенью точности. Точность зависит, прежде всего, от изученности месторождения. На стадии разведки месторождения число скважин, вскрывших продуктивный разрез, ограничено. Отсутствие других возможностей получить

425

информацию обусловливает необходимость принятия параметров, входящих в расчетную формулу, для всего месторождения таких, какие установлены по данным ограниченного числа разведочных скважин. Для повышения достоверности емкостных параметров необходимо увеличивать число разведочных и эксплуатационных скважин. При известном периметре контура газоносности увеличение числа скважин не увеличивает запасов газа, и дальнейшие разведочные работы становятся нецелесообразными, как это видно из рис. 5.1.

Средние значения подсчетных параметров, входящих в формулу (5.1), определяются из карт: эффективных мощностей по площади залежи, пористости, газонасыщенности, изобар и температур.

По таким картам, используя приведенные ниже формулы, определяют под- счетные параметры:

h“! = ∑hiFi ∑Fi ; m“! = ∑mi′Fi ∑Fi ; mi′ = ∑mihi ∑hi ;

α

“!

=

∑

α′F

F ; α

i

=

∑

α h h

; T

=

∑

TF′

F ;

(5.2)

i i ∑

i

i i ∑ i

“!

i i ∑

i

Ti′ = T*!%" + Th 2;

p“! = ∑Vi pi Cë

∑Vi,

ãäå hi — толщина i-й площади; Fi — площадь i-го участка; mi — средняя пористость i-й площади; mi′— пористость i-го пропластка толщиной hi; α′i — средняя

газонасыщенность i-й площади; αi — газонасыщенность i-го пропластка толщиной hi; Òi′ — средняя температура i-й площади. Если вместо Òêðîâ известна тем-

пература газа у подошвы, то знак плюс в формуле для определения Òi′ çàìå-

няется на знак минус; pi ïë — среднее пластовое давление i-го объема Vi. Значе- ние Vi можно определить, используя результаты лабораторных изучений образцов породы, геофизических исследований, а также газогидродинамических исследований скважин при нестационарных режимах фильтрации. В частности, объем зоны, дренируемой исследуемой скважиной, определяют путем обработки кривых восстановления давления по формуле

V	= πR2 mhα = 24,2 10−3Q	p	T	z	ïë	β β	p Ò	ñò	,	(5.3)
i	êi	0i ïëi	ïëi			i 1i	àò

ãäå Rêi — радиус контура питания дренируемой i-й скважиной; mhα — комплексный параметр — пористая газонасыщенная толщина; Q0i — дебит i-й скважины перед закрытием для снятия КВД; pïëi — пластовое давление в зоне расположения исследуемой скважины; zïëi — коэффициент сверхсжимаемости газа при pïëi è Òïëi; βi è β1i — коэффициенты, определяемые по результатам обработки кривой восстановления движения в i-й скважине по формулам, полученным для «бесконечного» пласта и конечных размеров.

Рис. 5.1. Зависимость себестоимости прироста запасов газа на 1000 м3 от средней плотности сетки разведочных скважин:

Ñ– себестоимость; Q – прирост запасов; S – площадь контура газоносности, n – число скважин

426

Величина Vi, определяемая по формуле (5.3), зависит от продолжительности работы скважин перед закрытием для снятия КВД. В принципе, если вся газоносная площадь охвачена дренированием имеющимися скважинами, то при одновременном снятии КВД и их обработки формулами для конечного и «бесконечного» пластов с последующим суммированием полученных Vi можно определить газонасыщенный объем всей залежи: V = ΣVi. Если же дренированием охвачена не вся залежь, то полученные объемы будут соответствовать только дренируемому в данный момент времени объему месторождения.

Достаточно часто, для оценки достоверности параметра mhα, определенного по данным лабораторных и геофизических исследований, по КВД определяют не Vi, à mhα, используя при этом формулу (5.3) в следующем виде:

(mhα)	i	= 7,7 10−3Q	p Ò	ïëi	z	ïëi	β β	R2 p Ò	ñò	.	(5.4)
			0i ïëi				i 1i	ki àò

По известным по отдельным скважинам значениям (mhα)i можно определить среднюю по всему месторождению величину

(mhα)ñð = ∑(mhα)i/n.

(5.5)

Зная объем залежи нетрудно вычислить запасы газа месторождения по формуле

Qçàï = Vpñð ïë.íÒcò/pàòzñð ïë.íÒïë,

(5.6)

ãäå pñð ïë.í — среднее начальное пластовое давление; zñð ïë.í – средний начальный коэффициент серхсжимаемости газа и Òïë – пластовая температура.

Полученные по формуле (5.6) запасы газа иногда называют геологическими. Естественно, что в процессе разработки по различным причинам извлекаются не все запасы газа. Поэтому в проекте разработки должна быть рассмотрена величина извлекаемых запасов газа. Используя формулы (5.1) или (5.6), величину извлекаемых запасов газа можно определить по формуле

Qèçâ = FhñðmñðαñðÒcòηê[pñð ïë.í/zñð ïë.í – pñð ê/zñð ê]/pàòÒïë,

(5.7)

ãäå pñð ê — среднее конечное пластовое давление газа; zñð ê — средний коэффициент сверхсжимаемости газа при pñð ê è Òïë. Теоретически можно принять, что

pñð ê = pyes,	(5.8)
ãäå pó. ñò — статическое устьевое давление, равное 0,1 МПа,
s = 0, 03415ρL z T ;	(5.9)
ñð ñð

L — глубина середины газоносного пласта; ρ — относительная плотность газа);

ηê — коэффициент газоотдачи, связанный не только c конечным давлением пласта, но и защемлением, неоднородностью пористой среды по площади и по толщине и т.д. Формула (5.7) является разновидностью уравнения материального баланса

pò/zò = pí/zí – QäîápàòÒïë/VÒñò,

(5.10)

ãäå pò, pí — текущее и начальное пластовые давления газа; zò, zí — коэффициенты сверхсжимаемости газа при pò, pí соответственно (при температуре пласта

Òïë).

427

5.2.УРАВНЕНИЕ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА

ИЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА

Теоретической основой подсчета запасов газа метода падения пластового давления является уравнение материального баланса. Точность определения запасов газа этим методом зависит от режима залежи. Практически идеальную точность определения запасов газа этим методом можно гарантировать при полном вовлечении в разработку залежи, имеющей газовый режим и однородной по емкостным и фильтрационным параметрам. Как правило, на газовых и газоконденсатных месторождениях имеют место два режима: газовый и упруговодонапорный. В условиях сравнительно интенсивного вторжения воды в газовую залежь точность определения запасов газа снижается из-за отсутствия информации о количестве вторгшейся воды в газовую залежь и изменения давления газа в газовой части залежи. Количество вторгшейся в газовую залежь воды зависит от разности давлений в газоносной и водоносной частях залежи, параметров пласта и упругих запасов водоносного бассейна. В начальной стадии разработки разница в давлениях не велика, и темп падения пластового давления в газовой части близок к темпу газового режима. Поэтому при упруговодонапорном режиме залежи запасы газа методом падения пластового давления определяют по начальному участку графической зависимости pñð/zñð îò Qîò.

Уравнение материального баланса, используемое в качестве основы метода падения пластового давления для подсчета запасов газа, имеет вид:

pñð ò/zñð ò = pñðíVí zñðíVò −Qîò pàòÒïë TñòVò,

(5.11)

ãäå pñð ò, pñð í — текущее и начальное средние пластовые давления; zñð ò, zñð í — коэффициенты сверхсжимаемости газа при pñð ò, pñð í è Òïë; Ví, Vò — начальный и текущий газонасыщенные объемы залежи. При газовом режиме газоносный объем залежи остается неизменным, т.е.

V = Ví = Vò = const.

(5.12)

Газовый режим существует при низких фильтрационных параметрах пористой среды в газоносной зоне, где фильтрация воды затруднена; при ограниченных упругих запасах водоносного бассейна. Искусственно газовый режим залежи можно создать путем сверхвысоких темпов отбора газа из газоносной зоны, когда вторжение воды не успевает за отбором газа.

Введя обозначения: p = p/z è α = 293,15V/1,033 Òïë, формулу (5.11) можно представить в виде

pò = pí −Qîò (t ) α.

(5.13)

Обработав данные, полученные в процессе разработки месторождения в координатах p2 îò Qîò(t), определяют α и, зная его значение, вычисляют запа-

сы газа по формуле

Qçàï = α p .	(5.14)
í

428

Рис. 5.2. Зависимость приведенного давления от суммарного отбора газа:

1 — газовый режим; 2 — упруговодонапорный режим; 3 — переток газа в пласте с низким давлением или изменение объема дренируемой зоны

Запасы газа, дренируемые в данный момент времени, могут быть определены и графически путем экстраполяции прямой (при газовом режиме) зависимости p îò Qîò(t) до пересечения этой линии с линией абсцисс, как это по-

казано на рис. 5.2.

Значение α можно определить и по методу наименьших квадратов:

α =

∑

Q

Np

−

∑

p ..

(5.15)

%2 i

…

2i

Тогда, вместо формулы (5.14) получим

Q

= p Q

îò (

t

)

p

−

p

èëè

Q

= Q

îò (

t

)

1

− p

p

. (5.16)

çàï

cð í

cð í

cð ò

çàï

cð ò

cð í

Существенное значение при определении запасов газа методом падения пластового давления имеет определение среднего значения текущего давления, приведенного к единой дате.

Для удельных площадей с одинаковыми размерами среднее текущее давление может быть определено по формуле:

pñð ò = ∑ pòimi hi Fiαi ∑mi hi Fiαi.

(5.17)

Приведенные выше формулы получены для месторождения в целом или эксплуатационного объекта залежи. Однако этот метод можно использовать как для отдельных скважин, кустов, так и для отдельных зон дренируемых скважин, подключенных в одну УКПГ. При этом для каждого из перечисленных объектов (скважина, куст, УКПГ) должны быть построены зависимости pòi/zòi îò Qîòi. Если подсчет запасов газа осуществляется по отдельным объектам, то необходимо соблюдать следующие условия:

суммировать запасы газа, полученные для отдельных групп скважин, подключенных в различные УКПГ, для отдельных кустов или отдельных скважин; привести подсчет запасов газа по всем этим группам, кустам или скважи-

нам к единой дате.

429

5.3.УЧЕТ ПРОДВИЖЕНИЯ ВОДЫ

ВГАЗОВУЮ ЗАЛЕЖЬ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ГАЗА МЕТОДОМ ПАДЕНИЯ

ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ УПРУГОВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

ЗАЛЕЖИ

Оценка запасов газа разрабатываемых газовых и газоконденсатных месторождений перед составлением уточненного проекта разработки является одним из основных вопросов для проектировщика. Одной из определяющих задач при оценке запасов газа методом падения пластового давления должен быть учет влияния вторжения воды в газовую залежь на характеры изменения во времени объема газонасыщенной зоны и текущего пластового давления. Поводом для такой оценки запасов газа могут быть объемы водоносного бассейна, фильтрационные параметры газоносных пластов, пластовое давление и т.д. Вторжение воды в газовую залежь может быть установлено по нескольким признакам: снижение уровня воды в пьезометрических скважинах, увеличение минерализации воды, выносимой газом, искривлением зависимости p/z îò Qñò и т.д. Однако на практике достаточно часто встречаются случаи, когда характер изменения зависимости p/z îò Qñò остается линейным (см. кривую 2 на рис. 5.2), несмотря на то, что вода в газовую залежь вторгается. Следовательно, линейная зависимость p/z îò Qñò имеет место не только при газовом режиме. Так, например, в многослойных неоднородных газовых и газоконденсатных залежах из-за взаимодействия между пропластками и подошвенной или контурной водами возможен случай, когда характер зависимости между падением давления и отбором газа из месторождения может оказаться подобным зависимости при газовом режиме, и наоборот.

В любом случае, при упруговодонапорном режиме, кроме названных выше признаков проявления упруговодонапорного режима, в проекте должно быть оценено количество вторгшейся в залежь подошвенной или краевой воды. Затем должно быть сопоставлено это количество с объемом, занятым газом и установлено влияние вторжения воды в залежь на величину пластового давления в газоносной зоне.

Уравнение материального баланса при упруговодонапорном режиме залежи имеет вид

p	z	ñð	= p	z	Ví − Qîò pàòÒïë ,		(5.18)
ñð ò			ñð ò		ñð í V	V Ò
					ò	ò ñò

ãäå Ví — начальный газонасыщенный объем залежи; Vò — текущий газонасыщенный объем залежи, частично занятый водой:

Vò = Ví– Qâ(t),

(5.19)

Qâ(t)— объем вторгшейся в газовую залежь воды за время разработки от нуля до t. С учетом (5.19) уравнение материального баланса при упруговодонапорном режиме примет вид:

430

pñð ò

pñð í

t

V − Ò

Q

p

Ò

t

V .

(5.20)

z

= z 1 − Q

1

− Q

îò

àò

ïë

ñð ò

ñð í

â ( )

í

ñò

â

( )

í

Количество вторгшейся за время t в газовую залежь воды Qâ(t) может быть определено приближенными и численными методами. Следует подчеркнуть, что как приближенные, так и численные методы при расчете количества вторгшейся воды в газовую залежь допускают поршневое вытеснение газа водой, хотя в реальных условиях такое вытеснение практически невозможно из-за неоднородности пористой среды. Формально неполнота вытеснения газа водой может быть учтено путем введения в формулу начальной и текущей газонасыщенности:

pñð òVíαñð í	=	pñð òVòαñð ò	−	Qîò pàòÒïë	+ α	ñð îñ	pñð âò (Ví −Vò )	,	(5.21)
zñð í		zñð ò	Òñò				zñð âò

ãäå αñð í, αñð ò — средняя начальная и текущая газонасыщенности газовой залежи; pñð âò — среднее давление в обводненной части газовой залежи; αñð îñ — отношение защемленного объема газа к объему порового пространства обводненной части пласта. При практических расчетах в ряде случаев можно принять pñð ò = pñð âò, и тогда формула (5.21) примет вид:

	pñð ò	=	pñð íαñð íVí			zñðí − pàòQîòÒïë Òñò	,		(5.22)
	zñð í		αñð òVò + αñð îñ (Ví −Vò )
ãäå
								,	(5.23)
αñð òVò = αñð Ví −Q (t) (αñð ò − αñð îò )
αср — средняя по объему газонасыщенность, определяемая по формуле
					V
			αср =	1		∫… αdV.			(5.24)
			V			0

Один из приближенных методов определения объема вторгшейся в залежь пластового типа воды, схематично показанный на рис. 5.3, изложен в работе [5].

Согласно этой методике допускается, что газовая залежь пластового типа расположена в центре водонапорного бассейна «бесконечной» протяженности. В основу этой методики заложен принцип притока жидкости с заданным безраз-

мерным дебитом Q( f0 ), зависящим от параметра Фурье, к укрупненной сква-

жине (газовая залежь принимается за укрупненную скважину с некоторым средним давлением, принимаемым как забойное давление для водоносного бассейна) Ван-Эвердингена и Херста.

Порядок расчета количества вторгшейся воды в залежь Qâ(t) следующий. Газовую залежь представляют в форме «укрупненной» скважины, радиус

которой определяется по известной площади газоносной зоны
F = πR2	,	(5.25)
ý

ãäå Rý — радиус эквивалентного круга с площадью, равной площади газоносной зоны, но не круглой формы. Если возмущение, вызванное разработкой газовой

431

Рис. 5.3. Схема продвижения воды в газовую залежь пластового типа

залежи, за рассматриваемый период времени не достигает внешней границы водоносного бассейна, то водоносный пласт принимается бесконечным по протяженности, что позволяет при решении задачи считать давление на контуре водоносного бассейна постоянной величиной. Кроме того, считается, что укрупненная скважина с радиусом Rý эксплуатируется с постоянным во времени перепадом давления ∆p = pí – pç. Здесь pí — начальное давление в водоносном пласте, а pç — забойное давление на стенке укрупненной скважины (средневзвешенное давление в газоносной зоне).

Требуется определить изменение во времени суммарного количества воды, вторгшейся в газовую залежь, Qâ(t). Эта зависимость имеет следующий вид:

		(f0 ) µ" ,
Qâ ñóì(t) = 2πkâh R.2 ∆pQ			(5.26)

ãäå kâ — средняя для водоносного пласта проницаемость; h — средняя толщина водоносного пласта; µâ — динамическая вязкость воды; Q (f0 ) — безразмерная функция, зависящая от параметра Фурье f0, ãäå

f0	= t/ R2	;	(5.27)
	ý

— средний для водоносного пласта коэффициент пьезопроводности, определяемый по формуле

= kâ/mµâβ,

(5.28)

β = βâ + βï /m ; βâ, βï — коэффициенты объемной упругости пластовой воды и пористой среды.

Функция Q (f0 ), имеет различные зависимости, диктуемые граничными условиями. Для расчета Qâ(t) по формуле (5.26) составлена таблица для функции Q (f0 ) (òàáë. 5.1).

Как было отмечено выше, для получения расчетной формулы одним из условий было постоянство перепада давления ∆p = const, что в реальных условиях не соблюдается, если не ставить специальную цель по его соблюдению, в чем практически нет нужды. Поэтому для искомых результатов используется метод суперпозиции. Задается характер изменения забойного (среднего пластового давления газовой залежи) давления на стенке укрупненной скважины. Изменение пластового давления в газовой залежи зависит от количества вторг-

432