Аннотация:Начальный градиент давления (НГД) является критически важным параметром, влияющим на эффективность разработки низкопроницаемых и сложных пластов. В газовых коллекторах он характеризует минимальный перепад давления, который необходимо создать в пласте, чтобы преодолеть сопротивление связанной воды и обеспечить фильтрацию газа через породу. Учёт этого параметра позволяет оптимизировать методы добычи и повысить конечную газоотдачу. В работе представлены результаты численного моделирования добычи газа из пористых и трещиновато-пористых коллекторов с учётом НГД. Установлено, что в однородных пористых средах даже незначительный начальный градиент давления (около 0.02 МПа/м) существенно снижает дебит скважин, а при значениях НГД выше 0.1 МПа/м добыча становится экономически нецелесообразной. В трещиновато-пористых коллекторах НГД в слабопроницаемых блоках значительно меньше влияет на продуктивность скважины. Даже при НГД 10 МПа/м дебит снижается лишь на 10%, что объясняется формированием необходимых градиентов давления в слабопроницаемых блоках в большом объёме пласта за счёт падения давления в трещинах.Abstract: The initial pressure gradient (IPG) is a critical parameter affecting the efficiency of developing low permeability and complex formations. In gas reservoirs, it characterizes the minimum pressure difference that must be created in the formation to overcome the resistance of bound water and ensure gas filtration through the rock. Taking this parameter into account allows optimizing production methods and increasing the final gas recovery. The paper presents the results of numerical modeling of gas production from porous and fractured-porous reservoirs taking into account the IPG. It was found that in homogeneous porous media, even an insignificant initial pressure gradient (about 0.02 MPa/m) significantly reduces well flow rate, and at IPG values above 0.1 MPa/m, production becomes economically inexpedient. In fractured-porous reservoirs, IPG in lowpermeability blocks has a much smaller effect on well productivity. Even with an IPG of 10 MPa/m, the flow rate decreases by only 10%, which is explained by the formation of the necessary pressure gradients in low permeability blocks in a large volume of the formation due to a drop in pressure in the cleat. For citation: Shishlyaev V. V., Pimenov V. P. Numerical modeling of gas production from reservoirs with an initial pressure gradient. Scientific Journal of the Russian Gas Society. 2025;2(48):64-71. (In Russ.). EDN UTJGIS.
