Содержание к диссертации
Введение
1 Методы расчета технологических показателей разработки газовых залежей при упруговодонапорном режиме 9
1.1 Методы расчета количества внедряющейся пластовой воды в газовые залежи при упруговодонапорном режиме разработки .9
1.2 Аналитические методы расчета количества внедрившейся пластовой воды в сеноманские залежи газовых месторождений севера Западной Сибири 17
1.3 Методы расчета прогнозирования обводнения фонда добывающих скважин в слоисто-неоднородных газовых залежах .23
1.4 Выводы по главе 1 .25
2 Методика расчета количества внедрившейся пластовой воды в газовые залежи смешанного массивно-пластового типа с учетом образования общей депрессионной воронки в зоне разбуривания 26
2.1 Расчет количества внедрившейся воды по напластованию в газовые залежи, характеризующиеся слоистой неоднородностью пласта-коллектора, с учетом образования общей депрессионной воронки в зоне разбуривания .27
2.1.1 Расчет количества внедряющейся воды по напластованию при наличии газодинамической связи между пропластками в газоносной области 30
2.1.2 Распределение отбора газа по пропласткам при отсутствии газодинамической связи в области текущей газоносности 44
2.1.3 Расчет количества внедряющейся воды по напластованию при отсутствии газодинамической связи между пропластками 48
2.1.4 Осреднение результатов .54
2.2 Расчет количества внедрившейся подошвенной воды в вертикальном направлении в газовые залежи, характеризующиеся слоистой неоднородностью пласта-коллектора 59
2.2.1 Определение значения вертикальной эквивалентной проницаемости сеноманских отложений севера Западной Сибири .59
2.2.2 Расчет количества внедрившейся подошвенной воды в вертикальном направлении с учетом процесса выделения растворенного в пластовых водах газа 63
2.2.3 Влияние вертикальной эквивалентной проницаемости на количество внедряющейся пластовой воды в вертикальном направлении в газовые залежи смешанного массивно-пластового типа .69
2.3 Выводы по главе 2 .72
3 Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин в слоисто неоднородных пластах с учетом неравномерного распределения давления в зоне разбуривания .73
3.1 Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова применительно к слоисто-неоднородной модели залежи переменной толщины 74
3.2 Расчет технологических параметров и условий работы обводняющихся газовых скважин .86
3.3 Выводы по главе 3 97
4 Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на примере сеноманских залежей крупных газовых месторождений севера Западной Сибири (Медвежье, Ямбургское и Уренгойское) 98
4.1 Построение слоисто-неоднородных моделей газовых залежей смешанного массивно-пластового типа .99
4.2 Распределение вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности 107
4.3 Центрально-групповая схема размещения добывающих скважин .108
4.4 Учет неравномерного распределения вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности при расчете технологических показателей разработки 113
4.5 Прогнозирование технологических показателей разработки Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей 115
4.6 Выводы по главе 4 121
Основные выводы 122
Список использованных источников 124
- Аналитические методы расчета количества внедрившейся пластовой воды в сеноманские залежи газовых месторождений севера Западной Сибири
- Расчет количества внедряющейся воды по напластованию при наличии газодинамической связи между пропластками в газоносной области
- Расчет количества внедрившейся подошвенной воды в вертикальном направлении в газовые залежи, характеризующиеся слоистой неоднородностью пласта-коллектора
- Центрально-групповая схема размещения добывающих скважин
Аналитические методы расчета количества внедрившейся пластовой воды в сеноманские залежи газовых месторождений севера Западной Сибири
Разработка месторождений природных газов в России осуществляется на естественных режимах, при этом выделяют газовый режим и упруговодонапорный, являющийся смешанным режимом, в котором «… приток газа к забоям скважин обусловливается как упругой энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды» [30].
Разработка газовых месторождений в условиях упруговодонапорного режима, с одной стороны, способствует поддержанию пластового давления и дебитов добывающих скважин, расположенных в “сухих полях”. С другой стороны, опыт разработки показывает, что газоотдача пластов при прочих равных условиях при упруговодонапорном режиме несколько меньше, чем при чисто газовом. Это объясняется тем, что продуктивные пласты характеризуются той или иной степенью неоднородности и при обводнении газонасыщенного порового пространства происходит микро- и макрозащемление газа [15, 67, 78].
Точность определения технологических показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме во многом зависит от точности расчета динамики темпа внедрения пластовой воды в залежь. Определение темпа внедрения воды в газоносную область довольно сложная задача, при решении которой необходимо учитывать геометрию залежи, неоднородное строение пласта-коллектора, неравномерное дренирование залежи, неравномерное распределение давления в пласте и т.д.
Методы расчета количества внедряющейся воды в залежь можно разделить на три группы. К первой группе относятся аналитические методы расчета. Определение динамики темпа внедрения воды в газовую залежь связан с множеством трудностей в математических вычислениях, поэтому при использовании данного метода, для упрощения расчетов, принимаются некоторые допущения: производится схематизация формы залежи (полосообразная, круговая, секторная или комбинированная модель); коллекторские свойства неоднородных пластов усредняются, и при расчетах в основном используется однородная модель залежи; расчеты выполняются на среднюю скважину и т.д. Аналитические методы расчета дают приближенные результаты по сравнению с фактическими значениями на месторождениях и не позволяют учесть конфигурацию границ залежи, неоднородность пласта-коллектора, неравномерное расположение добывающих скважин на площади газоносности и т.д.
Развитие аналитических методов расчета количества внедрившейся пластовой воды в газовые залежи охватывает период времени, начиная с 30-х гг. XX века по настоящее время, за этот период предложено множество различных подходов такими учеными, как Ю.Н. Васильев, О.М. Ермилов, С.Н. Закиров, С.В. Колбиков, Ю.П. Коротаев, Б.Б. Лапук, Л.С. Лейбензон, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский, А.И. Пономарев, И.А. Чарный, А.И. Ширковский, П.Т. Шмыгля, Ван Эвердинген (Van Everdingen), В. Херст (W. Hurst), Шильзиус (Schilthius), Картер (Carter), Трейси (Tracey), Феткович (Fetkovich), Коатс (Coats) и др. [9, 10, 11, 25, 26, 28, 29, 41, 46, 49, 64, 68, 76, 85, 88, 89, 90, 92, 99, 100, 101, 103, 104 и др.].
Первым среди отечественных ученых, кто решил задачу о внедрении воды в газоносную область, является академик Л.С. Лейбензон [49]. Он рассматривал однородную полосообразную модель пласта. Для упрощения расчетов полагал, что давление на границе раздела газ-вода со временем остается без изменения и равняется начальному давлению на контуре питания. Данное допущение, принятое Л.С. Лейбензоном, говорит о том, что потери давления на трение в водонасыщенной области не учитывались, что равносильно принятию значения вязкости воды равной нулю. В дальнейшем, одним из его учеников, Б.Б. Лапуком был предложен достаточно простой метод расчета продвижения контурных вод в газовые залежи с учетом вязкости воды [46, 92]. Б.Б. Лапук рассматривал внедрение воды в полосообразную и круговую модели залежей, причем жидкость была принята несжимаемой, а пористая среда недеформируемой. В предложенном методе не учитывалось противодавление на водоносную часть пласта столба воды, поступившей в газовую залежь. Количество поступающей в газовую залежь воды и соответствующее изменение средневзвешенного давления в газонасыщенной области определялись методом последовательных приближений.
При определении количества внедрившейся подошвенной воды в газовую залежь массивного типа приближенно учесть упругость пластовой водонапорной системы и противодавление, поступающей в газовую залежь, воды удалось И.А. Чарному [85]. В предложенном подходе [85] рассматривался однородный по толщине, пористости и проницаемости пласт. В расчетах применялся метод последовательной смены стационарных состояний.
В точной постановке задачу о движении вертикальной границы раздела двух жидкостей решил в работе [10] Н.Н. Веригин. Позже этот подход был использован в работе [11] при определении количества воды поступившей в полосообразную газовую залежь из полубесконечного водоносного пласта при постоянном значении давления на границе раздела газ-вода.
Широкое применение в теории и практике разработки нефтяных и газовых залежей получили методы, предложенные такими зарубежными исследователями, как Ван Эвердинген и В. Херст, Шильзиус, Картер и Трейси, Феткович, Коатс [99, 100, 101, 103, 104]. В своих работах динамику притока пластовой воды в залежь они определяли путем создания математической модели водоносной области.
Стационарная модель Шильзиуса и модель маленькой водоносной зоны Коатса [100, 103] дают упрощенную картину, происходящих в пласте, процессов, и результаты расчетов получаются достаточно приближенными.
Модели Ван Эвердингена-Херста, Картера-Трейси и Фетковича [99, 101, 104] относятся к классу нестационарных. Нестационарные модели более сложны в расчетах, однако их использование позволяет точнее описать динамику притока воды в залежь. Наиболее точным из приведенных выше является решение Ван Эвердингена и Херста, в основе которого лежит принцип суперпозиции. Использование, предложенного в работе [99], подхода позволяет с достаточной точностью определить изменение динамики притока воды в залежь с падением давления в газонасыщенной области, однако применение принципа суперпозиции делает данный подход наиболее сложным и громоздким, при его использовании требуется постоянное обращение к различным таблицам и номограммам. Результаты расчетов, достаточно близкие к результатам полученным с использованием решения Ван Эвердингена и Херста, можно получить и с помощью моделей Картера-Трейси и Фетковича. Разработка этих моделей была осуществлена с целью упрощения расчетов и сокращения времени, затрачиваемое на вычисления, и они являются всего лишь аппроксимацией к модели Ван Эвердингена-Херста, к тому же модель Фетковича можно применять только в случае ограниченной водоносной области.
В некоторых работах [18, 79, 102] такими учеными как Т. Гольфрахт, П.К. Страдымов, В.Н. Смирнов, К. Мюллер и другими для определения количества внедрившейся в газовую залежь пластовой воды совместно решаются уравнения материального баланса для газа и соответствующая формула из теории упругого режима для определения падения давления на стенке укрупненной скважины. В этих работах газовая залежь аппроксимируется укрупненной скважиной, дренирующей бесконечный однородный водоносный пласт с постоянным дебитом.
Расчет количества внедряющейся воды по напластованию при наличии газодинамической связи между пропластками в газоносной области
Количество скважин, вскрывающих каждый пропласток, можно задавать различными способами в зависимости от размещения скважин по площади газоносности и от расположения интервалов перфораций вдоль ствола скважины. При вскрытии скважинами продуктивного пласта по всей толщине значение можно принять одинаковым для всех пропластков и равным общему количеству добывающих скважин .
В пункте 4.3 приведен метод определения количества скважин, вскрывающих i-ый пропласток, при дифференцированном вскрытии скважинами продуктивной толщи.
Дебит «средней» скважины из i-ого пропластка рассчитываем из уравнения притока газа по двучленному закону фильтрации при условии, что забойное давление во всех скважинах на момент времени имеет одинаковое значение: _ _ 77 46 где и – коэффициенты фильтрационных сопротивлений i-ого пропластка, Па2/(м3/с) и Па2/(м3/с)2.
При задании распределения отбора газа из пропластков на момент времени значения дебитов газа «средней» скважины по пропласткам можно приближенно определить, используя значения пластового давления на предыдущий момент времени :
Целью такого приема является сокращение числа итераций. Таким образом, в формуле (2.78) использовано завышенное значение пластового давления, однако при таком приеме дебиты газа по пропласткам отклоняются от истинных незначительно, поскольку забойные давления в формуле (2.78) также завышаются для обеспечения условия заданного суммарного отбора газа из всех пропластков за промежуток времени :
Приближенное значение можно найти по формуле: (2.82) Более точное значение определяем из условия: (2.83) в котором дебит скважины и его составляющую по i-ому пропластку рассчитываем в предположении, что между пропластками имеется газодинамическая связь:
По мере обводнения интервалов перфораций в добывающих скважинах число водопроявляющих пропластков увеличивается, а газоотдающих соответственно уменьшается. Если принять, что скважина вскрывает пласт по всей газонасыщенной толщине, а обводнение пропластков происходит постепенно, начиная с самого нижнего ( ), то дебиты скважины по газу и воде к моменту времени при обводнении пропластков в скважине от 1 до рассчитываются по формулам:
Расчет количества внедряющейся воды по напластованию при отсутствии газодинамической связи между пропластками
При заданном распределении отбора газа из пропластков и найденных значениях накопленной добычи газа из каждого пропластка к моменту времени можно рассчитать темп внедрения воды и общее количество воды, внедрившейся в каждый пропласток, средневзвешенные значения давлений в соответствующих зонах пропластков и другие показатели. При отсутствии газодинамической связи в газоносной и водоносной областях для каждого пропластка составляем отдельные уравнения материального баланса, дальнейший расчет на момент времени для каждого пропластка производим независимо друг от друга. В зависимости от положения газоводяного контакта в i-ом пропластке
В течение промежутка времени граница контакта газ-вода по i-ому пропластку может достичь зоны разбуривания и дальше продолжать продвигаться вглубь залежи, поэтому здесь возможны также 2 варианта: когда газоводяной контакт не достигает и когда достигает границы зоны разбуривания. Для проведения дальнейших расчетов необходимо оценить количество внедрившейся воды к моменту времени в i-ый пропласток , предполагая, что газоводяной контакт находиться в непосредственной близости от границы зоны разбуривания, и в течение промежутка времени граница контакта газ вода по i-ому пропластку достигает зоны разбуривания. Тогда при расчете значения воспользуемся значением давления в переходной зоне, равным среднеарифметическому значению давлений в зоне разбуривания и во внешней зоне i-ого пропластка на момент времени . Для полосообразной модели залежи будет рассчитывать по формулам (2.23)-(2.30) с заменой в формуле (2.24) на , а для круговой модели залежи рассчитываем по формулам (2.35)-(2.40) с заменой в формуле (2.38) Рм на . 1) В течение промежутка времени газоводяной контакт по /-ому пропластку не достигает границы зоны разбуривания и остается во внешней зоне залежи, то есть:
Подсчет количества внедрившейся воды в пропластки производим аналогично случаю, когда пропластки сообщаются между собой.
В случае использования полосообразной модели залежи расчет производим по формулам (2.23)-(2.30), с заменой в формуле (2.24) Рм на , в случае круговой модели залежи - по формулам (2.35)-(2.40), с заменой в формуле (2.38) Рм на . Внедрившаяся в пропласток вода к моменту времени полностью находиться во внешней зоне пропластка: . (2.95) Количество газа перетекшего из внешней зоны в зону разбуривания в i-ом пропластке рассчитываем по формулам (2.42)-(2.44) – для полосообразной модели залежи и по формулам (2.42), (2.43) и (2.45) – для круговой модели, с заменой в формуле (2.43) и на и соответственно.
Расчет количества внедрившейся подошвенной воды в вертикальном направлении в газовые залежи, характеризующиеся слоистой неоднородностью пласта-коллектора
Рассмотренные выше модели слоистой залежи, когда между пропластками предполагается наличие газодинамической связи и когда пропластки принимаются изолированными друг от друга, являются крайними случаями.
Темп внедрения пластовой воды на каждый момент времени в каждый пропласток слоистой модели залежи определим путем осреднения результатов, полученных в I и II подходе:
Остальные показатели, такие как: количество внедрившейся воды в каждый пропласток, количество остаточного газа и значения давлений в зоне разбуривания и во внешней зоне пропластков последовательно рассчитываем на каждый момент времени, аналогично II подходу, когда пропластки разобщены друг от друга (пункт 2.1.2 и 2.1.3).
Далее рассчитываем суммарный объем внедрившейся воды в залежь, суммарное количество остаточного газа, средневзвешенное пластовое давление в зоне разбуривания и во внешней зоне залежи по следующим формулам:
Таким образом, изложенная выше методика позволяет рассчитать темп внедрения воды в газонасыщенную область, темп падения давления в зоне разбуривания и во внешней зоне залежи и другие показатели.
Рассмотрим на примере круговой модели однородного пласта толщиной 5 м и радиусом газоносной области 10000 м, разрабатываемого при упруговодонапорном режиме, какое влияние оказывает размер зоны разбуривания на количество внедрившейся воды в газонасыщенную область и на давления в зоне разбуривания и во внешней зоне пласта. Начальные пластовые условия, свойства флюидов, фильтрационно-емкостные свойства пласта и другие параметры приведены в таблице 2.1. Рассмотрим 5 различных вариантов: когда залежь равномерно разбурена по всей площади газоносности ( , когда относительная площадь зоны разбуривания равна 0,8, 0,6, 0,4 и 0,25. Таблица 2.1 – Начальные пластовые условия, свойства флюидов, фильтрационно-емкостные свойства пласта и его размеры Показатель Значение Начальное пластовое давление, Па 12106 Пластовая температура, К 300 Пористость 0,30 Газонасыщенность 0,70 Остаточная газонасыщенность 0,20 Динамическая вязкость пластовой воды, Пас 0, 00074 Относительная плотность газа 0,717 Относительная фазовая проницаемость воды 0,2 Коэффициент пьезопроводности, м2/с 1 Темп отбора в период постоянной добычи, % 4 Продолжительность периода постоянной добычи, лет 11 Расчет произведен по компьютерной программе с шагом по времени – 2 месяца. Результаты расчетов приведены в виде графиков на рисунках 2.5 и 2.6, здесь изображены зависимости доли обводненного порового пространства и отношения разницы давлений во внешней зоне залежи и в зоне разбуривания к начальному пластовому давлению от газоотдачи пласта для рассматриваемых 5-ти вариантов.
Анализ полученных результатов показал, что размер зоны разбуривания практически не влияет на темп внедрения пластовой воды в газоносную область, но оказывает значительное влияние на распределение давления по залежи и, прежде всего, пластовое давление в зоне отбора газа. При значениях относительной площади зоны разбуривания менее 0,4 перепад давления между внешней зоной залежи и зоной разбуривания на поздней стадии разработки может достигать несколько мегапаскаль, что в итоге отрицательно скажется на показателях разработки и режимах работы скважин. При низком значении пластового давления в зоне отбора газа добывающие скважины не смогут поддержать запланированный темп отбора газа из залежи, поэтому для реализации заданных объемов добычи газа потребуется либо бурение
Зависимости отношения разности давлений внешней зоны залежи и зоны разбуривания к начальному пластовому давлению от газоотдачи пласта при различных размерах зоны разбуривания дополнительного количества скважин, либо существенное увеличение депрессий на пласт.
На примере двух пропластков в слоисто-неоднородной полосообразной модели залежи с относительной площадью зоны разбуривания 0,40 рассмотрим, какое влияние оказывает положение пропластка относительно зоны разбуривания (первый пропласток выходит за пределы зоны разбуривания, второй – изначально полностью находится в этой зоне) на продвижение пластовой воды по этим пропласткам. Для этого выберем два пропластка с одинаковыми значениями проницаемости, равными 5010-15 м2, толщины пропластков равны 1 м. Отношение площади верхнего основания модели залежи к нижнему равно 0,333, ширина залежи 10000 м, толщина газоносного пласта 50 м. Объем порового пространства 1109 м3. Остальные исходные данные приведены в таблице 2.1.
Расчет произведен по компьютерной программе с шагом по времени – 2 месяца. На рисунке 2.7 показана зависимость расстояния, на которое переместился газоводяной контакт по пропластку, от газоотдачи всего пласта.
Центрально-групповая схема размещения добывающих скважин
Используемые нами в слоисто-неоднородных моделях распределения проницаемости по газонасыщенному объему пластов Ямбургской, Медвежьей и Ен-Яхинской площадей сеноманских залежей Ямбургского, Медвежьего и Уренгойского месторождений соответственно приведены в приложении Б.
Поскольку размеры модели залежи в горизонтальном направлении превышают ее толщину более чем в сотни раз, а угол наклона пропластков к горизонту не превышает 1-1,50, то схемы, приведенные на рисунке 4.1 можно представить в виде их развертки (рисунок 4.3).
Форма каждого из пропластков представляет собой: в полосообразной модели залежи прямоугольную призму, в основании которой лежит равнобокая трапеция с размерами меньшего и большего оснований и соответственно, а в круговой модели - усеченный конус с радиусом меньшего и большего оснований и соответственно.
При расчетах темпа внедрения воды форму всех пропластков упрощаем и представляем в виде параллелепипеда длиной , шириной и толщиной - в полосообразной модели залежи и в виде цилиндра с радиусом основания и толщиной - в круговой модели залежи.
Размеры пропластков определяем из формулы для объема порового пространства и из уравнения подобия: - полосообразная модель Распределение вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности
При расчете темпа внедрения пластовой воды в рассматриваемые модели залежей для получения неравномерного подъема газоводяного контакта по площади газоносности помимо учета слоистой неоднородности также вводим зональную неоднородность. Для этого разбиваем модель залежи на количество зон и распределяем по зонам вертикальную эквивалентную проницаемость с учетом диапазона изменения этой проницаемости и ее среднего значения пластов-коллекторов рассматриваемых сеноманских залежей (см. главу 2). Для этого используем логарифмически-нормальный закон распределения: где - среднее квадратичное отклонение; – математическое ожидание (среднее значение вертикальной эквивалентной проницаемости в рассматриваемой залежи ); – отношение вертикальной эквивалентной проницаемости v-ой зоны к ее среднему значению по залежи. Тогда площадь v-ой зоны со значением вертикальной эквивалентной проницаемости равна
Для дальнейших расчетов во всех рассматриваемых моделях залежей нами выделено 8 зон на площади газоносности, различающихся значениями вертикальной эквивалентной проницаемости (таблица 4.1). Распределение вертикальной эквивалентной проницаемости по площади газоносности Площадь Параметр № зоны 1 1 2 1 3 4 5 6 1 7 1 8 Ямбургская площадь вертикальнаяэквивалентнаяпроницаемость,, 10-15 м2 0,04 0,10 0,16 0,25 0,40 0,64 1,50 10,00 относительная площадь, 0,150 0,200 0,160 0,160 0,140 0,100 0,067 0,013 Медвежья площадь вертикальнаяэквивалентнаяпроницаемость,, 10-15 м2 0,02 0,06 0,10 0,14 0,20 0,30 0,90 4,00 относительная площадь, 0,200 0,500 0,180 0,065 0,025 0,015 0,010 0,005 Ен-Яхинская площадь вертикальнаяэквивалентнаяпроницаемость,, 10-15 м2 0,11 0,13 0,15 0,17 0,20 0,25 0,37 1,20 относительная площадь, 0,280 0,250 0,180 0,120 0,090 0,050 0,025 0,005
В рассматриваемых сеноманских залежах используется центрально-групповая схема размещения скважин [27, 82]. При этом добывающие скважины сконцентрированы, как правило, в наиболее продуктивной центральной части залежи. Зона размещения скважин (зона разбуривания) составляет не более 50% от всей площади газоносности. Предполагается, что используемая схема размещения скважин обеспечивает высокие значения дебитов, поскольку центральная часть залежи обладает высокими коллекторскими свойствами по сравнению с остальной частью залежи, к тому же большая газонасыщенная толщина пласта позволяет продлить период безводной эксплуатации добывающих скважин. Также предполагается, что по мере разработки будет происходить интенсивный переток газа, находящегося во внешней зоне залежи (неразбуренной), в зону разбуривания, однако этого не удается добиться в полной мере по причине ухудшения коллекторских свойств газонасыщенной части пласта в периферийной зоне [30, 41, 82].
Для равномерного дренирования продуктивной толщи в скважинах применяется дифференцированное вскрытие пласта. Суммарная длина интервалов перфораций может составлять от 0,3 до 0,6 от газонасыщенной толщины пласта. Для предотвращения образования конусов воды и продления периода безводной эксплуатации скважин нижние отметки интервалов перфорации удалены на определенное расстояние от начального положения газоводяного контакта. Данное расстояние определяется исходя из особенностей геологического строения пласта: при наличии глинистых прослоев над поверхностью начального газоводяного контакта нижнюю отметку интервалов перфораций располагают на небольших расстояниях (до 4-5 метров), при их отсутствии это расстояние имеет бльшие значения (до 15-20 метров) [24, 53, 82].
Используемый в работе подход предполагает объединение скважин в группы: в прямолинейные цепочки – в полосообразной модели залежи или в круговые батареи – в круговой модели.
Для построения схемы размещения скважин в моделях залежей сначала определяем относительную площадь зоны разбуривания в рассматриваемых залежах. Так, для Ямбургской площади зона разбуривания составляет приблизительно 41% от всей площади газоносности, для Медвежьей площади – 36%, для Ен-Яхинской – 25%. Затем оцениваем изменение плотности размещения скважин по зоне разбуривания. На основании этого условно группируем скважины в -ое количество прямолинейных цепочек или круговых батарей. Задаем расстояние от оси модели до прямолинейных цепочек ( ) и радиусы круговых батарей , а также количество скважин приходящиеся на них (в долях от общего фонда ) в составленных моделях залежей. Параметры прямолинейных цепочек и кольцевых батарей скважин приведены в таблицах 4.2 и 4.3.
