При разработке нефтяных и газовых месторождений составляющие их породы подвергаются сложным деформациям, что, в свою очередь, приводит к изменению пористости и проницаемости пластов по закономерностям, отклоняющимся от линейно-упругих моделей. Поскольку эффективная разработка глубокозалегающего газового месторождения в значительной степени зависит от петрофизических свойств вмещающих пород, для грамотного проектирования разработки необходимо всесторонне учитывать эти свойства. Однако чрезвычайная сложность пластовой системы и происходящих в ней процессов затрудняет формулировку и изучение таких вопросов с точки зрения получения положительных практических результатов. Выявить эти свойства в соответствии с пластовыми условиями можно прежде всего путем решения соответствующих обратных задач подземной гидрогазодинамики. В связи с этим в настоящей статье предлагается вычислительный метод определения пористости, проницаемости и начальной критической водонасыщенности глубокозалегающих газовых месторождений, породы которых подвергаются ползучим деформациям. Метод основан на сопоставлении данных об истории разработки месторождения, полученных в ходе полевых наблюдений, с результатами решения соответствующей прямой задачи по определению зависящего от времени изменения пластового давления, в том числе забойного. Предлагаемый подход позволяет оценить коэффициенты проницаемости, пористости и остаточной водонасыщенности глубинного газового месторождения, разрабатываемого в режиме истощения, что крайне важно для оптимизации стратегии разработки и прогнозирования конечного коэффициента извлечения газа.

During the development of oil and gas fields, the rocks that comprise them undergo complex deformations, which in turn leads to changes in the porosity and permeability of the formations according to patterns that deviate from linear elastic models. Since the efficient development of deep-seated gas deposits critically depends on the petro physical properties of the host rocks, adequate development design requires comprehensive consideration of these properties. However, the extreme complexity of the reservoir system and the processes occurring therein makes it difficult to formulate and study such issues in terms of obtaining favorable practical results. The identification of these properties, in accordance with reservoir conditions, is possible, first of all, by solving the corresponding inverse problems of underground hydrogasdynamics. In light of this fact, this article proposes a computational method for determining the porosity, permeability, and initial critical water saturation of deep-seated gas reservoirs whose rocks undergo creeping deformation. The method is based on a comparison of field development history data obtained from field observations with the results obtained from solving a corresponding direct problem to determine the time-dependent change in reservoir pressure, including bottom hole pressure. The proposed approach allows one to estimate the permeability, porosity, and residual water saturation coefficients of a deep-seated gas field developed in a depletion mode, which is critical for optimizing the exploitation strategy and predicting the final gas recovery factor.