Газобиохимическая съемка. 6 страница

Различают два вида гравитационного режима: напорно-гравита- ционный и гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.

Напорно-гравитационный режим проявляется в залежах нефти, приуроченных к хорошо проницаемым пластам с наклонным, и кру-

- 299 -

тым падением. Отбор нефти при этом режиме зависит от разности отметок забоя скважины и верхнего уровня нефти. Чем ниже забой скважины, тем выше ее дебит.

Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти на­блюдается в пологих пластах с плохими коллекторскими свой­ствами и сильной фациальной изменчивостью. При этом режи­ме уровни нефти в добывающих скважинах находятся также ниже кровли пласта. Нефть под действием собственной силы тяжести поступает в скважины только с окружающих их участков. Поэ­тому уровень нефти около каждой скважины приобретает фор­му воронки.

Нефтеотдача при гравитационных режимах обычно колеблется в пределах 0,1...0,2.

6.3.4. Режимы газовых залежей

В газоносных пластах основными источниками пластовой энер­гии являются давление расширяющегося газа, упругие силы воды и породы и напор краевых вод.

В зависимости от преобладающего действия одного или несколь­ких источников пластовой энергии режим газовых залежей может быть газовым, упруго-газоводонапорным и водонапорным.

Режимы газовых залежей зависят от геологических условий, а также от темпа разработки залежи. Однако в связи с тем, что вяз­кость газа примерно в 100 раз меньше вязкости нефти, перераспре­деление давлений в газовой залежи происходит гораздо быстрее, чем в нефтяной.

Газовый режим

В залежах с газовым режимом отбор газа производится за счет давления, создаваемого расширяющимся газом. Этот режим про­является в залежах, приуроченных к полностью запечатанным ло­вушкам, образовавшимся в результате литолошческого ограниче­ния и тектонического экранирования. Обычно это небольшие за­лежи.

Для газового режима характерно снижение пластового давления прямо пропорционально отбору газа, поскольку залежи с таким ре­жимом не имеют внешних источников для поддержания пластово­го давления. Это обстоятельство обычно используют для подсчета запасов газа в залежи методом падения давления. Учитывается, что отношение отобранного за определенный период количества газа Q,—Q, к разности давлений Р_;0С₍ — Р₂(Х₂ (СИ — величина, обратная ко­эффициенту сжимаемости) соответственно на начало и конец этого периода остается постоянным в течение всего срока разработки за­лежи с газовым режимом.

Для газового режима характерны коэффициенты извлечения от 0,6 до 0,8.

- 300 -

Упруго-газоводонапорный режим

Основными источниками пластовой энергии при упруго­газоводонапорном режиме являются слабый напор краевых вод, упругие силы воды и породы, а также расширяющегося газа. Дей­ствие упругих сил превалирует, если проницаемость пласта невысо­кая, пласт имеет неоднородное строение, а область питания распо­ложена на значительном удалении от залежи.

Действие упругих сил воды и породы проявляется в газовой зале­жи не сразу. В начальный период разработки в газовой залежи уста­навливается газовый режим за счет энергии расширяющегося газа. Продолжительность его для разных залежей неодинакова и опреде­ляется снижением давления на 3...30%.

Пластовые воды, поступая в залежь, занимают освободившийся объем пласта. При этом начинается медленный подъем газоводяного контакта. По мере продолжающегося отбора газа и снижения пласто­вого давления в залежи скорость продвижения воды возрастает, что способствует увеличению газоотдачи в конечный период разработки.

Для рассматриваемого режима характерны коэффициенты из­влечения газа от 0,8 до 0,9.

Упруго-газоводонапорный режим часто встречается в газовых залежах.

Водонапорный режим

Основным источником пластовой энергии при водонапорном режиме газовой залежи является напор краевых (подошвенных) вод. Условия проявления водонапорного режима в газовых залежах ана­логичны условиям проявления того же режима в нефтяных залежах. Эти условия способствуют сильному напору краевых вод, которые при образовании перепада давлений вскоре после начала отбора газа внедряются в залежь и занимают высвободившийся объем. При ра­венстве объемов извлеченного газа и поступившей в пласт воды пла­стовое давление не снижается, а отбор газа из пласта сопровождает­ся постепенным подъемом газоводяного контакта.

Если увеличить темпы отбора газа, можно нарушить соответствие между объемами отбираемого газа и поступившей в пласт воды, и в залежи наряду с водонапорным режимом могут установиться менее эффективные упруго-водонапорный и даже газовый режимы. Сле­довательно, снижение пластового давления в газовой залежи при во­донапорном режиме зависит от текущего отбора газа. Для водона­порного режима характерно достижение максимального коэффици­ента извлечения газа (до 1).

Контрольные вопросы

1. Практическое значение величины давления насыщения.

Назовите и объясните условия проявления сил, движущих нефть в пласте.

- 301 -

3. Назвать и отменить деловые проявления сил, удерживающих нефть в пласте.

4. Как оценивается эффективность режима работы пласта?

5. Какие геологические условия влияют на эффективность режи­ма работы пласта?

6.4. Методы подсчета запасов нефти и газа

6.4.1. Классификация запасов месторождений нефти и газа

По результатам геологоразведочных работ оценивают количе­ство и качество находящихся в недрах углеводородов и определя­ют возможность их извлечения. Эти оценки используют для плани­рования региональных, поисковых, оценочных и разведочных ра­бот и добычи нефти и газа, поэтому им всегда придают огромное значение.

Первая русская работа по подсчету запасов вышла в свет более 120 лет назад — в 1888 г. горный инженер А.М. Коншин опублико­вал результаты подсчета запасов нефти объемным методом по неко­торым районам Кубани.

Уже на заре развития нефтяной промышленности стало понят­ным, что для того, чтобы получать сопоставимые результаты, не­обходимо стандартизировать подсчет и учет нефти и газа в недрах. В качестве такого стандарта выступает «Классификация запасов и ресурсов», которая устанавливает единые принципы подсче­та и учета количества нефти и газа в недрах и оценки народно­хозяйственного значения и подготовленности для промышленного освоения месторождений нефти и газа.

Извлекаемые запасы — часть геологических запасов, которая мо­жет быть извлечена из недр при рациональном использовании со­временных технических средств и технологии добычи с учетом до­пустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определя­ются на основании повариантных технологических и технико­экономических расчетов и утверждаются в Государственной комис­сии по запасам (ГКЗ).

- 302 -

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компо­нентов, имеющих промышленное значение, по степени изученно­сти подразделяются на разведанные (категории А, В и С,), предвари­тельно оцененные (категория С,).

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразде­ляются на перспективные (категория С,) и прогнозные (категории D, и D,).

Категория А — запасы залежи (ее части), изученной с детально­стью, обеспечивающей полное определение ее типа, формы и раз­меров, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа кол­лектора, характера изменения коллекторских свойств, нефтс- и га- зонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от кото­рых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, ги­дропроводность и пьезопроводность и др.).

Запасы категории А подсчитываются по залежи (ее части), разбу­ренной в соответствии с утвержденным проектом разработки место­рождений нефти и газа.

Категория В — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность кото­рой установлена на основании полученных промышленных прито­ков нефти и газа в скважинах на различных гипсометрических отмет­ках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасы­щенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных усло­виях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточ­ной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), раз­буренной в соответствии с утвержденной технологической схе­мой разработки месторождения нефти или проектом опытно­промышленной разработки месторождения газа.

Категория С, — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах про­мышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам буре­ния разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследова­ний. Цитологический состав, тип коллектора, коллекторские свой­ства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения неф­ти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных

- 303 -

пластов изучены по керну и материалам геофизических исследова­ний скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пласто­вых и стандартных условиях изучены по данным опробования сква­жин. По газонефтяным залежам установлена промышленная цен­ность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропровод­ность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С₁ подсчитываются по результатам геологораз­ведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изуче­ны в степени, обеспечивающей получение исходных данных для со­ставления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С₂ — запасы залежи (ее части), наличие которых обо­сновано данными геологических и геофизических исследований:

• в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с за­пасами более высоких категорий;

• в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллек­торские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конден­сата определены в общих чертах по результатам геологических и ге­офизических исследований с учетом данных по более изученной ча­сти или по аналогии с разведанными месторождениями.

Запасы категории С₂ используются для определения перспек­тив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на выше­лежащие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Категория С₃ — перспективные ресурсы нефти и газа, подготов­ленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных; проверенными для дан­ного района методами геологических и геофизических исследова­ний, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторож­дений, если продуктивность их установлена на других месторожде­ниях района.

Форма, размеры и условия залегания залежи определены в об­щих чертах по результатам геологических и геофизических ис­следований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанны­ми месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используются при плани­ровании поисковых и разведочных работ и прироста запасов катего­рий С₁ и С₂.

- 304 -

Категория D₁ — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого­стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтсгазонос- ностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа ка­тегории D1 производится по результатам региональных геологиче­ских, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория D, — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого­стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносное™ этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогноз­ных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по ана­логии с другими, более изученными регионами, где имеются разве­данные месторождения нефти и газа.

При подсчете запасов и ресурсов залежей и месторождений нефти и газа подлежат обязательному раздельному учету не только ресурсы и запасы нефти, газа, конденсата, но и попутные компоненты, содер­жащиеся в нефти (сера, тяжелые металлы и др.), в конденсате, сво­бодном и растворенном газе (этан, пропан, бутан, сера, гелий, азот, углекислый газ, ртуть и др.) и попутных водах (иод, бром, бор, легкие металлы и др.).

Ресурсы и запасы нефти и конденсата, а также этана, пропа­на, бутанов, серы и металлов учитываются в единицах массы (тыс. тонн). Ресурсы и запасы газов учитываются в единицах объема, при­веденных к стандартным условиям (давлению 0,1 МПа и темпера­туре 20 °С). Подсчет сухого газа (метана), сероводорода, диоксида углерода, азота ведется в млн. м³, гелия и аргона — в тыс. м³.

Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содер­жащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям.

В связи с достаточно активным внедрением западных нефтяных компаний в российскую нефтяную промышленность все чаще среди отечественных геологов и нефтяников стали применяться термины из западной классификации — доказанные, вероятные и возможные запасы. Несмотря на многочисленные попытки найти четкие кор­реляционные связи между западной и российской классификация­ми запасов, пока их не удалось однозначно увязать. Для облегчения взаимопонимания между специалистами и подготовки студентов к восприятию западной классификации запасов приводим ее в редак­ции, подготовленной в 1998 г. Обществом инженеров-нефтяников и Мировым нефтяным конгрессом. По этой классификации извле-

- 305 -

каемые запасы делятся на доказанные и недоказанные. Последние, в свою очередь, делятся на вероятные и возможные.

Доказанные извлекаемые запасы — это количество нефти, ко­торое на основании анализа геолого-промысловых данных с опре­деленной уверенностью можно рассматривать как рентабельно из­влекаемое из известной залежи, при существующих экономических условиях и способах добычи. Под термином «определенная уверен­ность» понимается вероятность того, что реально добытый объем бу­дет равен или превысит прогнозную величину не ниже 90%.

Доказанные запасы могут быть разделены на категории разбу­ренных или неразбуренных. Обычно запасы залежи считаются до­казанными разбуренными, если промышленная продуктивность под­тверждена имеющимися данными добычи или опробования пла­стов. В отдельных случаях доказанные запасы выделяют по данным исследования керна и/или каротажа скважин, если можно доказать аналогию недоизученной части залежи с разрабатываемой или про­веренной по данным опробования частью залежи.

Извлекаемые запасы неразбуренных участков можно отнести к категории доказанных неразбуренных при условии, что:

1) эти участки непосредственно примыкают к скважинам, дав­шим промышленные притоки из рассматриваемых пластов;

2) имеется обоснованная уверенность в том, что эти участки ле­жат в пределах доказанных контуров нефтегазоносности рассматри­ваемых пластов;

3) эти участки, при необходимости, отвечают требованиям суще­ствующей системы расстановки скважин.

Извлекаемые запасы могут быть отнесены к категории дока­занных неразбуренных только в том случае, если анализ геолого­промысловых данных по скважинам показывает с обоснованной уверенностью, что рассматриваемый пласт непрерывен по площади.

Возможны ситуации, когда извлекаемые запасы обоснованы ге­ологическими или инженерными данными, аналогичными тем, ко­торые используют при оценке доказанных разведанных запасов, но существующие технические, контрактные, экономические или пра­вовые неопределенности не позволяют отнести их к рентабельно из­влекаемым; тогда их относят к категории недоказанных.

К вероятным извлекаемым запасам относят:

1) запасы, наличие которых предполагается доказать в процессе разбуривания недоизученной части залежи, по которой сведения о пласте недостаточны для отнесения запасов к категории доказанных;

2) запасы в пластах, которые по данным каротажа продуктивны, но их свойства отличаются от разрабатываемых залежей, и по ним нет данных анализа керна или достоверных результатов опробования;

запасы в неизученном бурением приподнятом тектоническим нарушением блоке, если в опущенном блоке установлены доказан­ные запасы;

- 306 -

4) запасы неизученного пласта или части пласта, свойства пород, флюидов и возможной залежи которых представляются благоприят­ными для возможного промышленного освоения.

При всех указанных условиях запасы можно отнести к вероят­ным, если по расчетам с использованием вероятностных методов можно оценить, что реально добытый объем будет равен или превы­сит прогнозную величину не ниже 50%.

К возможным извлекаемым запасам относят:

1) запасы, которые, по данным геологического изучения, воз­можно, существуют за пределами участков с вероятными запасами;

2) запасы в пластах, которые поданным каротажа и анализа кер­на представляются нефтеносными, но промышленные притоки не получены:

3) свойства пород, флюидов и залежи таковы, что имеется обо­снованное сомнение в том, что внедряемые методы будут экономи­чески выгодны;

4) запасы на участке пласта, который, возможно, отделен от за­лежи сдоказанными запасами тектоническими нарушениями, и гео­логическая информация указывает на то, что рассматриваемый уча­сток залегает ниже залежи с доказанными запасами.

Запасы относятся к вероятным, если по расчетам с использова­нием вероятностных методов можно оценить, что реально добытый объем будет не ниже 10% от прогнозной величины.

В соответствии с промышленными кондициями различают две группы запасов нефти и газа:

1) балансовые — запасы, удовлетворяющие промышленным кон­дициям и горнотехническим условиям эксплуатации; эти запасы еще называют геологическими;

2) забалансовые — запасы, выработка которых на данном эта­пе нерентабельна вследствие их малой величины, сложности усло­вий эксплуатации, плохого качества нефти и газа или весьма низкой производительности скважин.

По балансовым запасам нефти и конденсата рассчитывают из­влекаемые запасы, т.е. те, которые можно извлечь из недр метода­ми, соответствующими современному уровню техники и техноло­гии.

Извлекаемые запасы растворенного в нефти газа учитываются в зависимости от режима месторождений. Для месторождений с во­донапорным режимом эта величина определяется по извлекаемым запасам нефти, а для месторождений с прочими режимами — по ба­лансовым.

Для обоснования проектирования разработки месторождений и капиталовложений в промысловое и промышленное строитель­ство необходимо определенное соотношение балансовых запасов нефти или газа по категориям (табл. 7):

- 307 -

6.4.2. Методы подсчета запасов нефти

В настоящее время применяются следующие методы подсчета запасов нефти: объемный, материального баланса и статистический.

Объемный метод

Этот метод наиболее широко распространен, так как может быть применен при различных режимах залежей.

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле

где b — объемный коэффициент пластовой нефти.

Площадь нефтеносности F — определяется на подсчетном плане, составляемом в зависимости от размеров месторождения в масшта­бе от 1:5 ООО до 1:50 ООО.

Средняя нефтенасыщенная мощность (It) — вычисляется либо как среднеарифметическая (в случае крайне малого количества пробу­ренных скважин), либо как средневзвешенная по площади величи­на. В последнем случае составляется карта изопахит и на ее основе производится подсчет:

Коэффициент открытой пористости (т) — устанавливается по лабораторным исследованиям керна и промыслово-геофизическим данным. Средняя открытая пористость вычисляется так же, как средняя нефтенасыщенная мощность, но не по площади, а по объ­ему.

Коэффициент нефтенасыщения (β) — находится по данным ла­бораторных исследований образцов и результатам промыслово­геофизических исследований.

Величина конечного коэффициента нефтеотдачи (η) — зависит от литологофизических свойств продуктивного пласта, свойств неф-

- 311 -

ти, режима пласта, системы разработки и метода эксплуатации. Он определяется, как правило, эмпирическим путем поданным о разра­ботке сходных истощенных месторождений.

По М.А. Искендерову (1966 г.), величины коэффициента нефте­отдачи изменяются в зависимости от режимов работы залежи в сле­дующих пределах:

Водонапорный 0,5-0,8

Упруго-водонапорный 0,5-0,7

Газонапорный 0,4-0,7

Режим растворенного газа 0,15-0,30

(редко больше)

Гравитационный 0,1-0,2

В табл. 8 и 9 приведены результаты лабораторных исследований (проведенных во ВНИИ) величины коэффициента нефтеотдачи.

Величина коэффициента нефтеотдачи при газонапорном режи­ме изменяется по тем же данным от 0,4 до 0,6.

Таблица 8

Возможные максимальные коэффициенты нефтеотдачи при вытеснении нефти водой Проницаемость, д Коэффициент нефтеотдачи сильно неоднородный пласт однородный пласт 0,3-0,8 0,65 0,75 0,8-2,0 0,70 0,80 2,0 0,75 0,80

Таблица 9

Коэффициенты нефтеотдачи при режиме растворенного газа Коэффициент усадки Объемный коэффициент растворимости газа, м3/м3 Коэффициент нефтеотдачи при вязкости нефти в спз 13-3 3-1 1-0,5   0,5 0,13-0,16 0,20-0,25 0,25     0,16-0,20 0,20-0,30 0,30 1,2 0,5 0,06-0.10 0,10-0,16 0,20   1,2   0,15-0,25 0,25 1,4-1,5 0,5     0,25     - - 0,30

- 312 -

Плотность нефти P_СТ — определяется в лаборатории при стан­дартных условиях.

Пересчетный коэффициент θ — определяется по результатам ла­бораторного анализа глубинной пробы нефти или путем расчета по фракционному составу растворенного газа.

Помимо собственно объемного метода подсчета запасов неф­ти применяются его варианты: объемно-статистический, объемно­весовой, гектарный и весьма редко вариант изолиний.

6.4.3. Методы подсчета запасов газа

Различают методы подсчета запасов свободного газа и методы подсчета запасов газа, растворенного в нефти.

Объемный метод подсчета запасов свободного газа Сущность объемного метода подсчета запасов сводится к опре­делению объема порового пространства пласта-коллектора в преде­лах залежи газа и в газовых шапках. В отличие от нефти, объем газа, содержащегося в залежи или газовой шапке, зависит от пластового давления, пластовой температуры, физических свойств и химиче­ского состава самого газа.

Все сведения, необходимые для подсчета запасов газа объемным методом, получают в процессе разведки и пробной эксплуатации за­лежи.

Подсчет начальных балансовых запасов газа объемным методом производится по формуле

Произведение F h k_n.ok_r равно объему газа в залежи при стандарт­ном давлении. Объем газа в залежи под давлением Р₀ во столько раз превышает объем газа в залежи при стандартном давлении, во сколь­ко раз Р₀ α₀ больше Р_СТа_СТ.

- 313 -

Начальное пластовое давление в залежи Р₀ определяется глубин­ными манометрами или пересчетом по максимальному давлению, замеренному на устье одной из первых скважин. Замеры произво­дят устьевым манометром во временно закрытой на устье скважине. В замеры вводят поправку на силу тяжести столба газа в скважине. Величину начального пластового давления Р₀ вычисляют по формуле

Численные значения коэффициента сжимаемости Z oпpeдeляют графически по опытным кривым.

Ранее коэффициент газоотдачи при подсчете запасов газа прини­мался равным единице независимо от режима залежи и ее геолого­промысловых характеристик. Однако практика разработки газовых залежей, и теоретические исследования показывают, что полное из­влечение запасов газа достигается редко.

По ряду американских месторождений коэффициент газоотдачи равен 0,85.

Балансовые и извлекаемые запасы стабильного конденсата опре­деляют только по составу пластового газа, в соответствии с Инс трук­цией по исследованию газоконденсатных залежей, с целью опреде­ления балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других ком­понентов газа.

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления основан на использовании зависимости между количеством газа, от­бираемого в определенные периоды времени, и падением пластово­го давления в залежи. Считается, что для газовых залежей, работа­ющих на газовом режиме, эта зависимость постоянна во времени, т.е. количество газа Q'_r, добываемого при снижении давления на 0,1 М Па, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:

- 314 -

Полагая, что при дальнейшем снижении пластового давления на каждые 0,1 МПа от Р2 в процессе всего срока разработки залежи бу­дет добываться такое же количество газа Q'_r, можно подсчитать на­чальные балансовые запасы газа по формуле

где Р₀ — начальное пластовое давление в залежи;

α₀— поправка на сжимаемость при этом давлении.

Таким образом, метод подсчета запасов газа по падению давле­ния применим в основном при газовом режиме работы залежи. Счи­тается, что в залежах с упруго-газоводонапорным режимом этот ме­тод может быть использован в период отбора из залежи до 20...30% первоначальных запасов газа. При увеличении отборов в залежь на­чинает поступать вода. Между тем при малых отборах объем залежи может дренироваться не полностью, что также влечет погрешности при определении запасов.

О проявлении напора воды свидетельствует уменьшение темпа падения давления в залежи в процессе продолжающихся отборов. В результате пропорция между отборами газа и падением пластово­го давления, характерная для газового режима, будет нарушена и ко­личество газа, отобранного за время падения давления на 0,1 МПа, возрастет. В связи с тем, что начало внедрения воды в залежь точ­но установить не удается, исходные данные для метода падения дав­ления лучше ограничивать временем проявления газового режима в залежах.