CC BY
0
ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESURSY w 2023. Т. 25. № 4. С. 286-291
grW\
ОРИГИНАЛЬНАЯ СТАТЬЯ
Б01: https://doi.Org/10.18599/grs.2023.4.24 * УДК622.691
Использование модели зонального дренирования искусственной газовой залежи для аналитического контроля объемов газа в пластах-коллекторах подземного хранилища газа
А.А.Михайловский*,А.В. Уколов
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», п. Развилка,Московская область, Россия
Одна из главных задач анализа хранения газа в водоносных пластах-коллекторах заключается в оперативном контроле дренируемых объемов газа, от величины которых в значительной степени зависят технологические и технико-экономические показатели создания и эксплуатации подземных хранилищ газа. Эффективным инструментом решения этой задачи является использование газогидродинамических прокси-моделей пластов.
Представлена одна из таких моделей, которую с учетом реализованной системы группового (по сборным пунктам) размещения вертикальных эксплуатационных скважин кратко можно описать как модель зонального дренирования и сезонных межзональных перетоков газа в пласте.
Приведен пример расчетов изменения в процессе циклической эксплуатации подземных хранилищ газа газонасыщенных поровых объемов и объемов газа в разнодренируемых зонах, в том числе в слабоконтролируемой периферийной зоне пласта, с учетом сезонных межзональных перетоков газа, а также объемов техногенных скоплений газа в контрольных горизонтах, образовавшихся вследствие межпластовых перетоков.
Ключевые слова: подземное хранилище газа, водоносные пласты, дренируемые объемы газа, аналитический контроль, гидродинамические прокси-модели, искусственная газовая залежь, межпластовые перетоки газа
Для цитирования: Михайловский A.A., Уколов A.B. (2023). Использование модели зонального дренирования искусственной газовой залежи для аналитического контроля объемов газа в пластах-коллекторах подземного хранилища газа. Георесурсы, 25(4), с. 286-291. https://doi.org/10.18599/grs.2023.4.24
Введение
Для аналитического контроля дренируемых объемов газа в водоносных пластах-коллекторах подземных хранилищ газа (ПХГ) на практике широко используются газогидродинамические прокси-модели, представляющие собой балансовые модели искусственной газовой залежи, в которых учитываются наиболее важные особенности ее формирования и циклической эксплуатации при проявлении водонапорного режима (Бузинов и др., 1984; Закиров, 1998; Зотов, 2000; Колбиков, 1999; Левыкин, 1973; Михайловский, 2013; 2018). Такие модели позволяют получать адекватные оценки балансовых показателей эксплуатации в целом для газовых залежей, таких как средневзвешенное пластовое давление, дренируемый объем газа и общее количество вторгшейся в залежь воды, в пластах простого геологического строения и при равномерной или однозональной системе размещения эксплуатационных скважин.
Цель настоящего исследования - модификация балансовой модели зонального дренирования искусственной газовой залежи для оценки дренируемых объемов газа в сложнопостроенном водоносном пласте ПХГ при недостаточном объеме достоверных детальных сведений
* Ответственный автор: Александр Артемович Михайловский e-mail: A_Mikhailovsky@vniigaz.gazprom.ru © 2023 Коллектив авторов
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)
о геологическом строении пласта и многозональной системе размещения эксплуатационных скважин и ее апробация. Определяются дренируемые газонасыщенные поровые объемы и объемы газа по зонам пласта - объекта хранения газа - в условиях проявления водонапорного режима, сезонные внутрипластовые перетоки газа между смежными зонами расположения эксплуатационных скважин, сезонные перетоки газа в удаленную в северо-восточном направлении слабоконтролируемую зону, межпластовые перетоки газа из объекта хранения в расположенные выше по разрезу контрольные горизонты.
Общие сведения о геологическом строении и системе размещения скважин рассматриваемого ПХГ
На рассматриваемом ПХГ ловушка газа в объекте хранения характеризуется сложным геологическим строением. Ее кровля имеет форму узкой, вытянутой в северовосточном направлении вдоль глубинного тектонического разлома фундамента, антиклинальной гребнеобразной складки с размерами 50 км х 3 км и амплитудой около 13 м по изогипсе -975 м. Эта малоамплитудная складка осложнена пятью, расположенными вдоль большой оси, куполками с амплитудами до 3-5 м. Пласт - объект хранения - не выдержан по толщине, в юго-западной и центральной частях ловушки его толщина изменяется от 2 м до 6-9 м, в северо-восточной части он недостаточно разведан.
SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESURSY www.geors.ru
На хранилище реализована зонально-групповая по сборным пунктам (СП) система размещения вертикальных эксплуатационных скважин преимущественно в куполках структуры при среднем расстоянии между скважинами в пределах нескольких десятков метров.
Модельная схема разнодренируемых газовых зон пласта и сезонных межзональных перетоков газа на ПХГ
С учетом существующих геолого-гидродинамических условий рассматриваемого ПХГ используется двухобь-екгная газогидродинамическая модель пластовой части хранилища.
В первом объекте исследования, который используется как объект хранения, проводится закачка и отбор газа. В условиях формирования значительно вытянутой по главной оси структуры искусственной газовой залежи с учетом промысловых данных объемов закачки и отбора газа по группам скважин выделяются газовые зоны пласта в районах СП 1, СП 2 и СП 3 (рис. 1). На основе данных по контролю пластовых давлений рассматриваются сезонные внутрипластовые перетоки газа между смежными зонами СП 1, СП 2, СП 3 и слабоконтролируемой удаленной (в северо-восточном направлении) зоной наблюдательных скважин № 37 (Н 37). Эти сезонные внутрипластовые межзональные перетоки газа определяют соответствующие объемы оттоков и притоков газа в зонах.
Согласно имеющимся геолого-промысловым данным в хранилище имеют место межпластовые перетоки газа из объекта хранения в расположенные выше по разрезу контрольные горизонты, которые принимаются в качестве 2-го объекта исследования с техногенными скоплениями переточного газа. Между 1-ми 2-м модельными объектами исследования учитывается газодинамическая связь в виде межпластовых перетоков газа, которые локализуют-сявзонеСП 1 в районе переточной скважины № 101 (2об).
Рис. 1.Модельная схема газовых разнодренируемых зон пласта
Математическое описание газогидродинамической модели пласта
Для описания основной по количеству эксплуатационных скважин и объемам закачки и отбора газа газовой зоны СП 1 и с целью учета общей репрессионной и де-прессионной воронок пластового давления используется простая (схема полного вытеснения флюидов) балансовая модель двухобъемного дренирования при водонапорном режиме с выделением внутренней, где располагаются эксплуатационные скважины, и внешней подзон. Газовые
зоны СП 2, СП 3, Н 37 и 2-й объект описываются простыми балансовыми моделями при водонапорном режиме, в которые входят средние пластовые давления. Водонапорный режим эксплуатации выделенных зон учитывается путем использования для каждой зоны агрегированного коэффициента приемистости/продуктивности водоносного пласта.
В математической модели зонального дренирования и сезонных межзональных перетоков газа для рассматриваемого ПХГ в соответствии со схемой (рис. 1) выделяется 6 виртуальных газонасыщенных поровых объемов (ГПО) - (с двумя подзонами), 02, 03, 037 и 02о6, относящихся соответственно к зонам СП 1, СП 2, СП 3, Н37и 2-му объекту.
Для каждого из 6 неизвестных ГПО указанных выше зон уравнение материального баланса газа имеет вид
сЦ^Щ/М = <7г,
(1)
где О., Р.¡2 и ц. - соответственно газонасыщенный по-ровый объем, приведенное среднее пластовое давление и изменение объема (количества) газа в /'-том объеме {/ = 1,2,3,...и п = 6).
Изменение объема газа в каждом виртуальном объеме складывается из расходов закачки и отбора газа через скважины в этом объеме ц и перетоков газа в сопредельные объемы а. :
11 пер
а = а + а .
1/ 11скв 11 пео
(2)
Эти перетоки считаются пропорциональными перепаду квадратов давлений, причем в силу несимметричности допустимы разные значения коэффициентов межзональных перетоков в зависимости от направления потока в сезоне:
9(шф=«У+1 (3)
где а - коэффициент сезонных межзональных перетоков газа, Р. - среднее пластовое давление.
Внутренний переток газа между подзонами СП 1 также описывается формулой (3), величинами которой в данном случае являются постоянный коэффициент перетока и средние давления в подзонах.
Находящиеся в окружении водоносной системы, ГПО изменяют свою величину пропорционально разнице между текущим давлением Р. и начальным гидростатическим давлением Р0 в соответствующем объеме по формуле:
сИ1(/Л = С£(Рг - Р0), (4)
где С- коэффициент приемистости/продуктивности водоносного пласта зоны.
Для зоны СП 1 в уравнении (4) за текущее значение давления принимается давление во внешней подзоне.
Таким образом, представленная газогидродинамическая модель зонального дренирования и сезонных межзональных перетоков газа для рассматриваемого ПХГ содержит 20 неизвестных взаимосвязанных параметров по выделенным газовым зонам: 6 дренируемых газонасыщенных поровых объемов зон СП 1 (в т.ч. внутренней и внешней подзон), СП 2, СП 3, Н 37 и 2-го объекта на начало периода адаптации; 5 коэффициентов приемистости/продуктивности водоносного пласта по зонам; 2(1 пара) коэффициента сезонных перетоков газа между 1-ми 2-м объектами; 6 (3 пары) коэффициентов сезонных
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESURSY
grW\
2023. Т. 25. №4. С. 286-291
межзональных перетоков газа между смежными зонами в 1-м объекте; 1 коэффициент внутренних перетоков газа между подзонами СП 1.
Адаптация газогидродинамической модели пласта по промысловым данным
Рассмотрен период адаптации модели с 31 марта 2016 г. по 30 апреля 2023 г., в течение которого эксплуатация хранилища осуществлялась в квазициклическом режиме закачки и отбора газа при одинаковом общем объеме газа в пласте. Принималось, что все коэффициенты перетоков газа и коэффициенты приемистости/продуктивности водоносного пласта постоянны в соответствующих сезонах и не изменяются по годам. Начальное гидростатическое давление в 1-м объекте составляет 11,5 МПа, во 2-м- 11 МПа. В табл. 1 приведены объемы закачки и отбора газа на СП 1, СП 2 и СП 3 в разные сезоны за период адаптации.
В расчетах с целью наиболее точного учета фактических режимов закачки и отбора газа на ПХГ шаг по времени принимался равным одним суткам.
Адаптация модели проведена методом последовательного группового перебора параметров по сгущающейся сетке. С целью регуляризации решения некорректной задачи идентификации параметров модели на область изменения варьируемых параметров накладывались дополнительные ограничения.
Для адаптации используемой газогидродинамической модели по истории эксплуатации искусственной газовой залежи хранилища в условиях проявления водонапорного режима необходимо иметь две группы
Сезон закачки, СП 1 СП 2 СП 3 Суммарн
отбора, годы по СП
2016 1070 270 59 1399
2016/2017 852 340 174 1366
2017 1059,5 232 100,8 1392,3
2017/2018 813 277,7 228,5 1319,2
2018 997 269,3 60,6 1326,9
2018/2019 776 232 205 1213
2019 1030 187 16 1233
2019/2020 776 225 173 1174
2020 1038 271,3 17 1326,3
2020/2021 842,6 272,3 172 1286,9
2021 1080 156 15,6 1251,6
2021/2022 814 218,5 196,6 1229,1
2022 1122 100 18 1240
2022/2023 841 167 142 1150
Суммарная закачка
газа за период 7396,5 1485,6 287,0 9169,1
адаптации
Среднегодовая 1056,6 212,2 41,0 1309,9
закачка
Суммарный отбор
газа за период 5714,6 1732,5 1291,1 8738,2
адаптации
Среднегодовой отбор 816,4 247,5 184,4 1248,3
геолого-промысловых данных, первая - по изменению контролируемых средних пластовых давлений и вторая -по изменению ГПО выделенных газовых зон пласта СП 1, СП 2, СП 3, зоны Н37и 2-го объекта.
При существующей практике на рассматриваемом ПХГ средние пластовые давления в зонах определяются как среднеарифметические значения контролируемых пластовых давлений в останавливаемых для замера эксплуатационных скважинах.
Дополнительными геолого-промысловыми данными для оценки изменения дренируемых ГПО выделенных зон могут быть данные ГНС-контроля по продвижению газоводяного контакта и обводнению скважин, укрупненные оценки объемов оттеснения/вторжения в залежь пластовых вод по изменению уровней и давлений в пьезометрических скважинах.
В связи с ограниченным объемом достоверных данных для оценки изменения ГПО выделенных зон СП 1, СП 2, СП 3, зоны Н 37 и 2-ого объекта адаптация описанной модели проведена только по промысловым данным контроля пластовых давлений в зонах.
В качестве критерия оптимальности принимался минимум среднеквадратического отклонения расчетных по модели от контролируемых средних пластовых давлений в зонах за период адаптации с учетом «веса» последних по точности определения
расч мсонтр.
■я«
= ГП1П,
(5)
Табл. 1. Объемы закачки и отбора газа на СП 1, СП 2 и СП 3 в сезонах за период адаптации, млн м3
где Ррасч и Ршнгр - расчетное и контролируемое средние пластовые давления в зоне соответственно; е. - «вес» по точности определения контролируемых средних пластовых давлений в зонах (0, 1); п - количество используемых в расчетах контролируемых средних пластовых давлений (/' = 1,2,... п).
Для одного из расчетных вариантов в табл. 2 представлены дренируемые ГПО и объемы газа по зонам на начало периода адаптации, а также результаты идентификации коэффициентов приемистости/продуктивности водоносного пласта по зонам и коэффициентов сезонных межзональных перетоков газа.
Для полученных значений модельных параметров среднееквадратическое отклонение расчетных по модели от контролируемых средних пластовых давлений в зонах СП 1 (внутренняя подзона), СП 2, СП 3 и периферийной зоне Н 37 за период адаптации составило 0,34, 0,35, 0,39 и 0,63 МПа соответственно (рис. 2).
Необходимо отметить, что при большом количестве искомых параметров описанной газогидродинамической модели и ограниченном объеме геолого-промысловых данных по контролю дренируемых ГПО выделенных зон приведенные в качестве примера результаты идентификации следует рассматривать как один из возможных вариантов значений параметров адаптированной модели, которые незначительно отличаются по критерию оптимальности минимума среднеквадратического отклонения расчетных от контролируемых пластовых давлений (5).
Для рассмотренного примера изменения в течение периода адаптации модели расчетных дренируемых ГПО и объемов газа в выделенных зонах с учетом сезонных
SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESURSY www.geors.ru
Зона Начальный газонасыщенный Коэффициент приемистости/продуктивно Направление перетока Коэффициент перетока, (млн м3/сут)/(кгс/см2)
поровый объем/объем газа, млн м3 сти водоносного пласта, млн м3/сут/(кгс/см2) (из зоны - в зону СП) в сезонах закачки в сезонах отбора
СП 1 12,47/1285 0,5194 СП 1 - СП 2 СП 2 - СП 1 1,625 0,312
СП 2 2,5/218 0,0216 СП 2 - СП 3 СП 3 - СП 2 1,993 0,378
СП 3 1,0/104 0,3423 СП 3 - Н 37 Н 37 - СП 3 0,839 1,025
Н 37 1,5/191 0,2619
2 объекта 2,5/282 0,0973 СП 1 - 2 объекта 2 объекта - СП 1 0,0424 0,0883
Сумма 19,97/2080
Табл. 2. Расчетные дренируемые газонасыщенные поровые объемы и объемы газа по зоной на начало периода адаптации, коэффициенты приемистости/продуктивности водоносного пласта по зонам, коэффициенты сезонныхмежзональных перетоков газа
межзональных перетоков газа в условиях проявления водонапорного режима представлены на рис. 3, 4.
Полученные значения коэффициентов сезонных межзональных перетоков газа показывают следующее. Коэффициенты оттока газа из зоны СП 1 в СП 2 и далее из СП 2 в СП 3 примерно в 5 раз превышают коэффициенты обратного притока. Это означает, что с учетом известного приближения (Р12 -Р22) = 2Рср(Р1 - Р2) при одинаковом перепаде давления (Р1 -Р2) расход оттока газа из зоны СП 1 в СП 2 и далее из СП 2 в СП 3 примерно в 5 раз больше расхода притока. Поэтому для обеспечения равенства указанных перетоков газа необходимо, чтобы соответствующий перепад пластовых давлений в сезонах закачки был бы примерно в 5 раз меньше, чем в сезонах отбора газа. В противном случае следует ожидать продолжение межзональных перетоков газа. Очевидно, что на практике выполнить такое технологическое условие по перепадам давлений не представляется возможным.
Расчетные коэффициенты сезонных перетоков газа между зоной СП 3 и периферийной зоной наблюдательной скважины № 37 имеют примерно одинаковое значение. Поэтому для баланса объемов сезонных перетоков газа между этими зонами необходимо стремиться обеспечить равенство импульсов повышенного и пониженного перепадов давления.
Значения коэффициентов сезонных перетоков газа СП 1 - 2-й объект более чем на порядок меньше коэффициентов межзональных перетоков газа в 1-м объекте, что указывает на локально ограниченную газодинамическую связь между ними. Пониженное значение коэффициента перетока газа из СП 1 в 2-й объект по сравнению с обратным направлением перетока может быть связано с погрешностью малых значений, вносимой некорректностью исходных промысловых данных по 2-му объекту.
Заключение
На основании проведенных исследований по использованию модели зонального дренирования искусственной газовой залежи ПХГ можно сделать следующие выводы.
1. Созданная с учетом геолого-гидродинамических особенностей рассмотренного ПХГ и реализованной системы зонально-группового (по сборным пунктам)
Сопоставление расчетного и фактического пластовых давлений в зоне скважин СП 1
160 150 140 130
1 120
£
* 110
100
5
й 90 80 70 60
160 150 140 130
Д120 ф-110 |100 ч 90 80 70 60
160 150 140 130
Д 120
щ- 110
ш 100 Ч 90 80 70 60
Сопоставление расчетного и фактического пластовых давлений в зоне скважин СП 2
Сопоставление расчетного и фактического пластовых давлений в зоне скважин СП 3
/о Ь Г1 /• \
\
г 1 / \° р У г V
• V / » V г' \* Г \7 У
1 -Расчетное • Фактическое давление СП 3
Рис. 2. Сопоставление средних расчетных и контролируемых пластовых давлений по зоной СП 1, СП 2, СП 3, Н 37 и во 2-м объекте
НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESURSY
2023. T. 25. №4. С. 286-291
Сопоставление расчетного и фактического пластовых давлений в зоне скважины Н 37
150 140 130
5 120 J110 I 100
ч 90 80 70 60
ïsSfi-® ist
Q.O о;?; Q.O о;?; Q.O о;?; Q.O о;?; Q.O о; о.о о; w Q.O а; а.с
<o «о «о «о «о <o <o <
□ У а (NiDX^ а (NID ™ a (NiDÏ-j а (N а; ^ Q.O а; ^ Q.O а; ^ а.о o; ^ o.o
Сопоставление расчетного и фактического пластовых давлений в зоне 2 объекта
140 130
3 120 J110 g 100 ä 90 80 70 60
Фактическое д.
Продолжениерис. 2
размещения вертикальных эксплуатационных скважин газогидродинамическая модель позволяет проводить оперативный аналитический контроль газонасыщенных поровых объемов и объемов газа в разнодренируемых зонах, включая слабоконтролируемую периферийную зону объекта хранения, с учетом сезонных межзональных перетоков газа, а также объемов техногенных скоплений газа в контрольных горизонтах, образовавшихся в результате межпластовых перетоков.
2. Для уточнения параметров модели, адаптированной по промысловым данным контроля пластовых давлений в выделенных зонах в условиях проявления водонапорного режима эксплуатации газовой залежи ПХГ, требуются дополнительные геолого-промысловые данные контроля по движению пластовых вод и изменению ГПО зон.
3. Адаптированная модель зонального дренирования искусственной газовой залежи может быть использована для прогнозных технологических расчетов по регулированию закачки и отбора газа по группам скважин СП и зонам пласта в процессе циклической эксплуатации ПХГ.
Литератур
Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. (1984). Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра. 269 с.
Закиров С.Н. (1998). Разработка газовых, газоконденсатных и не-фтегазоконденсатных месторождений. М.: Струна. 628 с.
- СП 1 -СП 2 -СП 3
Н 37 -2 объект
5,0
4,5 ~
СО
4,0 х.
со
3,5 ™
С
3,0 ;> а
ф i
fi '
2,5 !
2,0 1 il 1,5 ||
1,0 га I с
0,5 S 0,0
Рис. 3. Динамика расчетных газонасыщенных поровых объемов по зоной СП 1-го объекта и во 2-м объекте
я Я Я Я
Рис. 4. Динамика расчетных объемов газа по зоной 1-го объекта и во 2-м объекте
Зотов Г. А. (2000). Геотехнологические основы использования газодинамических методов оценки дренируемых запасов газа. М.: Газпром ВНИИГАЗ. 54 с.
Колбиков C.B. (1999). Метод подсчета запасов по падению пластового давления. Газовая промышленность, (1), с. 18-22.
Левыкин Е.В. (1973). Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах. М.: Недра, 207 с.
Михайловский A.A. (2013). Аналитический контроль объемов газа в пластах-коллекторах ПХГ. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 248 с.
Михайловский A.A. (2018). Применение упрощенных газогидродинамических прокси-моделей для оперативных технологических расчетов газовых промыслов и подземных хранилищ. Вести газовой науки, (1),с. 193-202.
Сведения об авторах
Александр Артемович Михайловский - доктор тех. наук, главный научный сотрудник
ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
Россия, 142717, Московская область, г.о. Ленинский, п. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр.1
Антон Вадимович Уколов - кандидат тех. наук, начальник лаборатории
ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
Россия, 142717, Московская область, г.о. Ленинский, п. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр.1
Статья поступила вредакцию 09.06.2023; Принята к публикации 11.10.2023; Опубликована 30.12.2023
■■ SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
ZI GEDRESURSY
www.geors.ru
13
5 12
160
s 11
10
9
ä 8
s 6
5
4
160
200C
150
800
300
400
200
000
800
600
400
2 объекта
200
IN ENGLISH
ORIGINAL ARTICLE
Using a model ofzonal drainage ofan artificial gas deposit for analytical control ofgas volumes in reservoirs ofUGS
A.A. Mikhailovsky*, A.V. Ukolov
Gazprom VNIIGAZ LLC, p. Razvilka, Moscow region, Russian Federation
*Corresponding author: Alexander A. Mikhailovsky, e-mail: A_Mikhailovsky@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. One of the main tasks of the analysis of gas storage in aquifers-reservoirs is the operational control of drained volumes of gas, the value of which largely depends on the technological and technical and economic indicators of the creation and operation of UGS. An effective tool for solving this problem is the use of gas-hydrodynamic proxy models of formations.
One of such models is presented, which, taking into account the implemented system of group (by assembly points) placement of vertical production wells, can be briefly described as a model of zonal drainage and seasonal interzonal gas flows in the reservoir.
An example of calculations of changes in the cyclic operation of UGS of gas-saturated pore volumes and gas volumes in different drained zones, including in the peripheral poorly controlled zone of the formation, taking into account seasonal interzonal gas flows, as well as the volumes of man-made gas accumulations in the control horizons formed as a result of interplastic flows is given.
Keywords: underground gas storage, aquifers, analytical control of drained gas volumes, hydrodynamic proxy models, artificial gas deposits, interzonal gas flows in the reservoir, interplastic gas flows
Recommended citation: Mikhailovsky A.A., Ukolov A.V (2023). Using a model of zonal drainage of an artificial gas deposit for analytical control of gas volumes in reservoirs of UGS. Georesursy = Georesources, 25(4), pp. 286-291. https://doi.Org/10.18599/grs.2023.4.24
References
Buzinov S.N., Umrikhin I.D. (1984). Investigation of oil and gas wells and reservoirs. Moscow: Nedra. 269 p. (In Russ.)
Kolbikov S.V. (1999). Method of calculating reserves by reservoir pressure drop. Gasovaya promyshlennost, (1), pp. 18-22. (InRuss.)
Levykin E.V. (1973). Technological design of gas storage in aquifers. Moscow: Nedra, 208 p. (In Russ.)
Mikhailovsky A.A. (2013). Analytical control of gas volumes in reservoir collectors ofUGS. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 250 p. (In Russ.)
Mikhailovsky A.A. (2018). Application of simplified gas-hydrodynamic proxy models for operational technological calculations of gas fields and UGS. Vesti gazovoy nauki, (1), pp. 193-202. (InRuss.)
Zakirov S.N. (1998). Development of gas, gas condensate and oil and gas condensate fields. Moscow: Struna, 626 p. (In Russ.)
Zotov G.A. (2000). Geotechnological foundations of the use of gas-dynamic methods for assessing drained gas reserves. Moscow: VNIIGAZ, 54 p. (In Russ.)
About the Authors
Alexander A. Mikhailovsky - Dr. Sci. (Engineering), Chief Researcher, Gazprom VNIIGAZ LLC
Build. 1,15, Gazovikov st., p. Razvilka, Moscow region, 142717, Russian Federation
e-mail: A_Mikhailovsky@vniigaz.gazprom.ru
Anton V. Ukolov - Cand. Sci. (Engineering), Head of the laboratory, Gazprom VNIIGAZ LLC
Build. 1, 15, Gazovikov st., p. Razvilka, Moscow region, 142717, Russian Federation
Manuscript received 9 June 2023;
Accepted 11 October 2023; Published 30December 2023
НАУЧНО-ТРХНЖЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ
