|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Определение продуктивности по данным ИКСтр 1 из 8Следующая ⇒
Определение продуктивности по данным ИК К трем фактическим точкам (на рис. 8.1 они отмечены черными кружками) с диаметрами штуцера равными 2, 3 и 2 мм добавим теоретическую точку с координатами забойного давления (Рзаб=Рпл=27, 25 МПа) и дебита (Q=0). Через 4 точки проведем индикаторную кривую в виде плавной линии.
Рис. 8.1. Аппроксимация точек ИК плавной линией Для нашего примера проведение этой плавной линии, возможно, является излишним педантизмом. Но в общем случае это полезно, так как обычно наблюденные точки не обязательно оказываются на одной прямой. Но при интерпретации необходимо принять решение о положении линии ИК с тем, чтобы координаты выбранных на ней новых точек (крестов) несли меньшую погрешность за счет сглаживания линии, проходящей через фактические точки. Возьмем на сглаженной линии две точки, которые находятся недалеко от фактических точек (на рис. 8.1 они помечены крестами и цифрами 1, 2). Определим продуктивность Определение продуктивности по данным КВД По данным КВД имеется возможность определить так называемую потенциальную продуктивность (
Рис. 8.2. Линия обработки данных КВД в координатах Хорнера Для определения гидропроводности ε данные КВД обработаем по методике Хорнера с использованием трех последних по времени (первых в координатах Хорнера) точек (они на рис. 8.2 выделены темным цветом в отличие от остальных точек, которые оставлены светлыми). Для обработки (как и в случае с обработкой данных ИК) воспользуемся теоретической точкой для бесконечного времени, то есть точки с координатами ln(T+t)/t=0 и Рзаб=Рпл=27, 25 МПа. По углу наклона линии, проходящей через выделенные 3 фактические и 1 теоретическую точки, получаем гидропроводность
где Построение семейства линий связи дебита с депрессией Для построения зависимости дебита от депрессии проще всего воспользоваться готовыми зависимостями продуктивности от депрессии (см. рис. 8.6). Действительно, дебит можно рассчитать по формуле
Рис. 8.7. Семейство линий связи дебита от депрессии История освоения скважины Рассмотрим историю освоения продуктивного пласта в реальной скважине. Освоение после перфорации включает в нашем примере 8 основных операций. 1. Смена глинистого раствора на техническую воду и 5 циклов снижения уровня на 600-700 м. В результате этого скважина стала давать нефть. 2. Стационарный режим фонтанирования на штуцерах диаметром dшт=2, 3 и 2 мм. 15 мая получены данные ИК (см. точки 1 и 2 на рис. 8.1 и 8.7). 3. Скважина закрыта и 20 мая получены данные КВД (см. рис. 8.3 и точку 3 на рис. 8.7). 4. 23 июня проведено снижение уровня до 687 м с регистрацией КВУ-1 (см. точки 4-7 на рис. 8.4 и 8.7). 5. 30 июня проведено снижение уровня до 800 м с регистрацией КВУ-2 (см. точки 8-12 на рис. 8.5 и 8.7). 6. В забойную зону скважины закачено 5 м3 водного раствора ПАВ 0, 5 % концентрации. Определена приемистость пласта – пласт не принимает. 7. Проведено 10 операций воздействия на пласт по методу переменных репрессий. На каждой операции давление на устье поднималось до 13-15 МПа, а затем стравливалось до нуля, то есть забойное давление менялось от значения пластового в 27 МПа до 40-42 МПа. 8. Скважина переведена на нефть, уровень снижен до 598 м, 6 июля снята кривая КВУ-3 (см. рис. 8.6 и 8.7). Анализ результатов Семейства фактических линий можно разбить на две группы. В первую группу входят исследования (под номерами 2, 4 и 5 в истории освоения скважины), которые проведены до репрессии на пласт (то есть до операций 6 и 7). Сюда входит проведение исследований ИК, КВД, КВУ-1 и КВУ-2. По кривой ИК видно, что в фонтанирующей скважине в процессе перехода с меньшей на большую депрессию (от точки 1 к точке 2 на рис. 8.6) наблюдается увеличение продуктивности, что свидетельствует о явной очистке забоя скважины. Как известно, после закрытия скважины для определения гидропроводности Действительно, по линии КВУ-1 (см. рис. 8.6) видно, что даже после очистки скважины за счет снижения уровня жидкости в скважине до 687 м продуктивность снизилась по сравнению с данными ИК примерно в 2 раза. После снижения уровня жидкости до 800 м перед регистрацией КВУ-2 продуктивность в интервале 2, 5-3, 5 МПа увеличилась по сравнению с данными ИК примерно в 2 раза. Отметим, что при росте депрессии от 3, 5 до 10, 8 МПа наблюдается снижение продуктивности. Такая закономерность наблюдается на большинстве скважин исследуемого пласта для достаточно хорошо очищенных скважин. Причем при снижении депрессии продуктивность снова возрастает до первоначального уровня. После интенсивной репрессии на пласт до 42 МПа, что соответствует гидроразрыву пласта (см. операции 6 и 7 в истории освоения скважины) можно предположить резкое уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта и соответствующего снижения продуктивности. Действительно, по данным КВУ-3, полученным после снижения уровня до 598 м, продуктивность резко снизилась до уровня КВУ-1 (см. рис. 8.6). Из анализа семейства линий связи дебита с депрессией (рис. 8.7) видно, что при работе, например на депрессии в 10 МПа, мы бы получили в соответствии с КВУ-3 только 12 м3/сут. В то же время, если бы мы сохранили приствольную зону пласта в соответствии с КВУ-2, то дебит составил бы 19 м3/сут. Таким образом, в результате развертывания продуктивности и дебита по оси депрессии возникает возможность совместно анализа разных гидродинамических исследований для тех или иных депрессий, причем появляется возможность оценить продуктивность и дебит при заданной депрессии. В противном случае (то есть без развертывания продуктивности и дебита по оси депрессий) совместный анализ был бы неточным. 9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ И РАСЧЕТ СКИН-ФАКТОРА в варианте «К» Мы вводим определения трех потенциальных продуктивностей. По ним мы определяем значения четырех скин-факторов (S1-1, S1-2, S2 и Построение линии нормальной продуктивности и определение линии текущей продуктивности были описаны выше (раздел 8). Продуктивности ( Понятие скин-фактора Продуктивность определяется выражением Продуктивность открытой (без обсадки) скважины с неизмененной прискважинной зоной пласта (ПЗП) можно рассчитать по значению гидропроводности ( Отметим, что
Рис. 9.1. Скин-факторы (S) определяется продуктивностями Здесь Реальная добывающая (то есть обсаженная и перфорированная) скважина является несовершенной по характеру и степени вскрытия пласта, а ПЗП может иметь фильтрационные характеристики, отличные от характеристик дальней зоны пласта. В результате поток флюида испытывает в ПЗП дополнительные фильтрационные сопротивления. Для добывающей скважины (по аналогии с необсаженной) можно по значению гидропроводности
Натуральный логарифм отношения радиуса скважины по долоту (rc) к приведенному радиусу (r*c) называется скин-фактором
Подставляя выражение (3) в выражение (2) получаем уравнение, которое связывает любую продуктивность (
Анализ скин-факторов Скин-фактор S0, рассчитанный по методике Щурова или с использованием формулы (6), в среднем может быть принят константе равной 2, 4. При необходимости он может быть уточнен в результате статистической обработки фактических данных ГДИС в исследуемом районе для конкретной технологии вскрытия пласта, обсадки и перфорации. Отметим, что этот скин-фактор используется в формуле (8) для расчета скин-фактора S1-2. Ближе всего к идеологии традиционного скин-фактора находится величина S1-1, которая характеризует работу скважины на депрессии, применяемой при эксплуатации. Однако точность определения потенциальной продуктивности необсаженной скважины hпот1 обычно не бывает высокой. Скин-фактор S1-2 можно рекомендовать для практического использования при моделировании разработки залежи. Точность расчета этого скин-фактора больше (по сравнению с S1-1) по двум причинам. Во-первых, для расчета S1-2 используется потенциальная продуктивность обсаженной скважины Во-вторых, значение S0, полученное в результате обобщения более точна по сравнению с одиночными определениями hпот1, которые характеризуют скорее не удаленную часть пласта (для чего этот параметр предназначен), а особенности того или иного конкретного исследования в скважине. Часто значение потенциальной продуктивности Изменение скин-фактора Δ S2 при условии, что после обсадки, цементирования и перфорации обеспечен нулевой скин-фактор (S0 =0), принимает значение скин-фактора S1-2. Скин-фактор S1-2 рекомендуется для использования при моделировании разработки залежи. Для прогноза сроков ремонта скважины целесообразно использовать изменение скин-фактора Δ S3. Отметим, что скин-факторы (S1-1, S1-2 и Δ S2) определяется по двум продуктивностям, а изменения скин-факторов Δ S3 – по трем. Выводы 1. Показано, что используемые в настоящее время скин-факторы S0 и S1-1 не соответствуют депрессии, при которой осуществляется эксплуатация месторождения. 2. Поскольку скин-фактор зависит от депрессии, то его значение необходимо сопровождать значением депрессии, при которой произведен расчет. 3. Для повышения достоверности скин-фактор S1-2, (или Δ S2) нужно определять не по потенциальной продуктивности необсаженной скважины 4. Для прогноза сроков ремонта скважины нужно использовать скин-фактор Δ S3, который определяется по потенциальной ( 10. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОЙ ДЕПРЕССИИ в варианте «Км» В результате комплексной обработки данных гидродинамических исследований и эксплуатации в коллекторах верхнеюрских отложений нескольким месторождениям Западной Сибири показано, что максимальный дебит нефти получается при депрессии, находящейся в диапазоне от 20 до 100 ат. Увеличение депрессии за пределы 100 ат не приводит к увеличению дебита. При исследованиях и при анализе значения продуктивности должны сопровождаться значением депрессии, при которой определялась продуктивность. Без данных о депрессии значение продуктивности не полностью характеризует добывные свойства скважины. Выводы В результате обобщения материала с данными гидродинамических исследований и эксплуатации терригенных пород можно сделать следующие выводы. 1. Выявлено две основные причины изменения продуктивности. Одна причина изменения продуктивности, вероятнее всего, связана с очисткой приствольной части пласта и в результате этого повышается продуктивность. Это явление наблюдается в скважинах на начальной стадии эксплуатации или после капитального ремонта. Другая причина изменения продуктивности, вероятнее всего, связана с тем, что при увеличении депрессии, то есть при уменьшении порового давления в приствольной части пласта, происходит сжатие породы с уменьшением пористости и проницаемости. Уменьшение продуктивности с увеличением депрессии может быть связано также с нарушением линейного закона фильтрации (турбулентное течение) при больших градиентах давления в ПЗП; появления в ПЗП двухфазной фильтрации вследствие выделения газа при давлении ниже давления насыщения. 2. Максимальный дебит нефти получается при депрессии, определяемой в результате обобщений и находится в диапазоне от 20 до 100 ат. Увеличение депрессии за пределы 100 ат не приводит к увеличению дебита. Неблагоприятно увеличение депрессии более 50 ат для объектов с дебитами более 100 м3/сут. 3. При исследованиях и при документации результатов значение продуктивности должно сопровождаться значением депрессии. Это позволит привести результаты различных исследований к сопоставимым условиям наблюдений, то есть, к стандартной депрессии (например, 50 ат), принятой для эксплуатации данного месторождения (формулы 1-2). 11. ФАЗОВАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ в варианте «Км» Предложена методика расчёта фазовой проницаемости по нефти и воде с использованием прямых и косвенных керновых определений, а также с использованием графика изменения во времени дебита нефти и воды. Различие результатов определения фазовой проницаемости по керну и по дебитам в скважине связаны не только с разномасштабностью исследуемых объектов (образец керна и пласт-коллектор), но и с принципиально разной моделью фильтрации жидкости через образец и через реальный пласт. Для более полного учёта вертикальной и горизонтальной неоднородности на этапе моделирования разработки месторождения и прогноза темпов заводнения рекомендуется использовать фазовые проницаемости, определённые по данным дебитов. 11.1. Прямые и косвенные методы определения по керну фазовой проницаемости Существуют две группы методов определения по керновым данным относительных проницаемостей по нефти и воде: прямые и косвенные. Прямые методы более точно определяют относительные проницаемости. Однако эти методы сравнительно трудоёмки, а поэтому на практике часто их заменяют косвенными методами (давление вытеснения или кривая капиллярного давления). Ниже описана и иллюстрируется на конкретных примерах методика совместной обработки косвенных и прямых определений относительных проницаемостей по нефти и воде с частичным учётом вертикальной неоднородности исследуемого разреза по характеру насыщения и фильтрационным свойствам. Методика включает промежуточные и конечные результаты, и в том числе построение обобщённых зависимостей: - относительной проницаемости по нефти и воде от остаточной водонасыщенности (Кво) и водонасыщенности (Кв) по косвенным определениям; - относительной проницаемости по нефти и воде от Кво и Кв по прямым и косвенным определениям. При наличии данных ГДИС относительную проницаемость следует определять по данным дебитов нефти и воды. При отсутствии данных ГДИС по исследуемому пласту следует воспользоваться методом аналогии, то есть воспользоваться зависимостями, полученными для относительных проницаемостей по дебитам нефти и воды в пластах, аналогичных по геологическим и геофизическим характеристикам. При невозможности использовать метод аналогии целесообразно привлечь результаты совместного обобщения прямых и косвенных определений относительных проницаемостей по воде (рис. 11.3) и нефти (рис. 11.4). Эти обобщения являются палетками, с помощью которых можно определить относительные проницаемости по нефти и воде. Для этого необходимо задать значения Кво и Кв, которые рассчитываются по данным ГИС. Далее можно рассчитать дебиты. Дебит воды Qв [см3/сек] и нефти Qн [см3/сек] рассчитываются по формулам
и Здесь Δ Р[ат] - депрессия (задаётся равной значению, принятому в проекте разработки месторождения, например, равной 5 МПа), Кпр[Д] - абсолютная проницаемость, определяемая по данным ГИС, hэф[см] - эффективная толщина (то есть суммарная толщина коллектора в интервале перфорации), определяемая по данным ГИС, Кпр’в и Кпр’н и Bв и Bн – коэффициенты объёмного расширения нефти и воды, Rк и rc - радиусы контура питания ствола скважины. Примечание. Это уравнение Дюпюи для радиального притока жидкости к скважине формально получено интегрированием закона Дарси (где градиент давления в ат/см, проницаемость в Д, вязкость в сПз, скорость потока в см/сек). Поэтому в формуле Дюпюи для дебита также имеем: см, сек, Д, сПз, ат. Поскольку уравнение описывает фильтрацию в пласте, а дебит определяется в поверхностных условиях нужно учесть объёмный коэффициент B. Чтобы учесть несовершенство вскрытия и скин-фактор можно написать «приведённый радиус скважины». Вывод Для учёта неоднородности коллектора по характеру насыщения и фильтрационным свойствам при определении относительной проницаемости по нефти и воде целесообразно использовать данные изменения дебитов нефти и воды в процессе эксплуатации скважины (в безводный период и при обводнении). 12. ПРОНИЦАЕМОСТИ ПО ДАННЫМ ГИС, ГДИС И КЕРНА в варианте «Км» В данном разделе излагается методика, которая основывается на использовании варианта «С+К» для обработки данных ГДИС и дополнительно на использовании программно-методической системы «ГИС-эффект». Этот вариант обработки условно называется вариантом «Км». Условия поставка системы «ГИС-эффект» выходят за рамки данной работы. 12.1. Четыре метода определения проницаемости Можно выделить четыре традиционных метода определения коэффициента проницаемости (Кпр): 1. Кпр.гди - по гидродинамическим исследованиям скважины (ГДИС) с учетом эффективной толщины вскрытого пласта, определяемой по данным геофизических исследований скважин (ГИС), и вязкости, определяемой по пробам извлеченного флюида; 2. Кпр.керн - по лабораторным анализам образцов керна на проницаемость; 3. Кпр1 - по данным ГИС с использованием корреляционной связи типа Кпр.керн – ГИС, причем корреляционная связь получается на тестовом массиве, сформированном по данным ГИС и керна; 4. Кпр2 - по данным ГИС с использованием корреляционной связи типа Кпр.гди – ГИС, причем корреляционная связь получается на тестовом массиве, сформированном по данным ГИС и ГДИС. Существенные расхождения между четырьмя методами определения коэффициента проницаемости объясняются различием в них учета неоднородности исследуемого разреза и неоптимальностью стандартизации данных ГИС. Наиболее достоверные данные о проницаемости исследуемого объекта получаются 1-ым методом по данным ГДИС. Это объясняется тем, что ГДИС наиболее полно (по сравнению с другими методами определения Кпр) моделирует режим эксплуатации пласта, то есть учитывает вертикальную и горизонтальную неоднородность пласта. Однако не всегда на исследуемом месторождении могут оказаться статистически представительными и достоверными результаты гидродинамических исследований по всем скважинам. Данные лабораторного определения Кпр.керн на образцах керна могут частично учесть вертикальную неоднородность пласта, но никак не учитывают горизонтальную неоднородность пласта. Кроме того, отбор керна проводится только в разведочных скважинах. То есть во 2-ом методе большая часть скважин оказывается не охарактеризованной керновыми данными. Недостаток в учете неоднородности пласта, имеющийся в лабораторных анализах керна, становится недостатком в тестовом массиве типа Кпр.керн – ГИС. В этом тестовом массиве также не полностью учитывается вертикальная неоднородность пласта и совсем не учитывается горизонтальная неоднородность пласта по проницаемости. Следовательно, (даже при наличии оптимальной стандартизации данных ГИС) определяемая проницаемость Кпр1 по связи типа Кпр.керн – ГИС в 3-ем методе также не полностью учитывает неоднородность пласта. Определение проницаемости Кпр2 по связи типа Кпр.гди - ГИС в 4-ом методе учитывает неоднородность пласта. Ограничением этого метода (даже при наличии оптимально стандартизированных данных ГИС) является возможная статистическая непредставительность тестового массива типа Кпр.гди – ГИС на этапе подсчета запасов из-за недостаточно достоверных или недостаточно представительных данных ГДИС на исследуемом месторождении (например, на месторождении А). 12.2. Два графа для определения проницаемости пятым методом Ниже рассмотрен пятый метод, в котором привлекаются данные по керновой проницаемости для определения «истинной» проницаемости. В качестве «истнной» проницаемости принимается проницаемость, определенная по данным ГДИС. В традиционной методике данные керновой проницаемости либо используются неоптимально, либо носят функцию «украшени» отчета по подсчету запасов, то есть фактически не используются. Предлагаемый нами метод реализуется двумя графами обработки (Гр1 и Гр2). В графе Гр1 по материалам однотипных (с точки зрения фильтрационно-емкостных характеристик) отложений нескольких месторождений (например, по материалам пяти месторождений А, Б, В, Г, Д) данного региона устанавливается обобщенная корреляционная связь типа Кпр.керн.ср – Кпр.гди. Достоверность этой связи обеспечивается достаточно представительной выборкой данных по сравнению с выборкой из материалов только одного месторождения. Полученную связь можно рассматривать в качестве обобщенной палетки для перехода от среднекерновой проницаемости (которая не полностью учитывает неоднородность пласта) к гидродинамической проницаемости Кпр.гди, которая достаточно полно учитывает вертикальную и горизонтальную неоднородность пласта. Поэтому, как уже было сказано выше, значения Кпр.гди можно назвать «истинной» проницаемостью. В графе Гр2 для однотипных отложений конкретного месторождения данного региона используется обобщенная палетка типа Кпр.керн.ср – Кпр.гди, построенная в рамках графа Гр1. С помощью этой обобщенной палетки для данного месторождения (например, для месторождения А) связь типа Кпр.керн.ср – ГИС преобразуется в связь типа Кпр.гди – ГИС, то есть по данным ГИС определяется «истинная» проницаемость. Теперь опишем достаточно подробно (для того, чтобы это можно было воспроизвести специалистом по материалам своего региона) графы обработки Гр1 и Гр2 с иллюстрацией промежуточных результатов обработки на реальных данных, полученных по верхнеюрским отложениям нескольких месторождений Западной Сибири. Выводы 1. Создана методика получения обобщенной по нескольким месторождениям исследуемого региона палетки для перехода от усредненной керновой проницаемости Кпр.керн.ср, которая не полностью учитывает неоднородность исследуемого пласта, к «истинной» проницаемости Кпр.гдис, в качестве которой используется проницаемость, рассчитанная по данным ГДИС. 2. С учетом обобщенной палетки типа Кпр.керн.ср-Кпр.гдис получена методика построения палетки типа ГИС-Кпр.гдис для расчета «истинной» проницаемости по данным ГИС одного месторождения. При этом стандартизация данных ГИС на этом месторождении может отличаться от той, которая использовалась во время получения обобщенной палетки. Опробование методики Результаты сопоставления различных вариантов гидропроводности, рассчитанной по данным ГИС, и одного варианта гидропроводности, рассчитанной по данным дебитов и депрессии, представлены на рис. 13.3. При использовании традиционной стандартизации данных ПС по линии глин и песков (рис. 13.3а) отсутствует возможность прогнозировать гидропроводность. Здесь коэффициент корреляции r= - 0.007. При использовании ПС, которая стандартизируется по 5 статхарактеристикам (рис. 13.2б), получаем коэффициент корреляции r= 0.621.
Рис. 13.2. Корреляционные связи межу При использовании пяти стандартизированных методов ГИС получаем коэффициент корреляции r= 0.801 (рис. 13.2в) при усреднении с показателем степени К=1 и практически такой же коэффициент корреляции r= 0.797. (рис. 2г) при усреднении с показателем степени К=4. При использовании других разных сочетаний стандартизированных методов ГИС получаются в большей или меньшей степени удовлетворительные результаты (рис. 13.2д – 13.2з), получаем коэффициентами корреляции r от 0.492 до 0.814. Данные о коэффициенте корреляции между Таб. 13.1. Коэффициенты корреляции между между
Рекомендации Для прогноза эксплуатационной значимости объекта целесообразно применить методику расчета гидропроводности по данным ГИС. Это реализуется следующим образом. По дебитам объектов нефти и воды первых лет эксплуатации с учетом депрессии и фазовой проницаемости определяется гидропроводность однофазного флюида. Выбирается такой вариант стандартизации и усреднения данных ГИС в интервале эксплуатационного объекта, при котором получается наилучшая корреляционная связь с гидропроводностью, определенной по данным эксплуатации. Эта корреляционная связь позволяет рассчитывать гидропроводность по данным ГИС.
Определение продуктивности по данным ИК К трем фактическим точкам (на рис. 8.1 они отмечены черными кружками) с диаметрами штуцера равными 2, 3 и 2 мм добавим теоретическую точку с координатами забойного давления (Рзаб=Рпл=27, 25 МПа) и дебита (Q=0). Через 4 точки проведем индикаторную кривую в виде плавной линии.
Рис. 8.1. Аппроксимация точек ИК плавной линией Для нашего примера проведение этой плавной линии, возможно, является излишним педантизмом. Но в общем случае это полезно, так как обычно наблюденные точки не обязательно оказываются на одной прямой. Но при интерпретации необходимо принять решение о положении линии ИК с тем, чтобы координаты выбранных на ней новых точек (крестов) несли меньшую погрешность за счет сглаживания линии, проходящей через фактические точки. Возьмем на сглаженной линии две точки, которые находятся недалеко от фактических точек (на рис. 8.1 они помечены крестами и цифрами 1, 2). Определим продуктивность |
Последнее изменение этой страницы: 2017-04-13; Просмотров: 480; Нарушение авторского права страницы
для каждой из двух точек по известной формуле 
. Теперь по значениям координат 
Р ( 
). Под потенциальной продуктивностью будем понимать продуктивность идеальной скважины, то есть скважины с открытым стволом или обсаженной скважины с полноценной перфорацией при неизменённой прискважинной зоной пласта (то есть, величина гидропроводности ближней зоны совпадает с гидропроводностью удалённой зоны пласта). По определению, потенциальная продуктивность, рассчитанная по гидропроводности ( 
), соответствует условию, что скин-фактор равен нулю. Причем измерения гидропроводности проводятся по точкам наблюдения, которые находятся в диапазоне давлений с предельно малой депрессией.
, 
– натуральный логарифм отношения радиуса контура питания к радиусу скважины. Напомним, что радиус контура питания скважины Rk есть расстояние от оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому Pпл; rc – радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному Pзаб). Примем следующие значения Rk =250 м, rc =0.1 м, объемный коэффициент В=1. В результате имеем 
=5, 48 м3/(сут.МПа). Потенциальная продуктивность определена при депрессии ( 
. В результате пересчета данных ИК, КВД и трех кривых КВУ получен сводный график в виде семейства линий связи дебита от депрессии (см. рис. 8.7).
, где Q – дебит жидкости, м3/сут; 
в обсаженной скважине, будем называть потенциальной продуктивностью открытого ствола ( 
).
. (1)
– гидропроводность пласта; Rk – радиус контура питания скважины, то есть расстояние от оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому Pпл; rc – радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному Pзаб); 
)
. (2)
. (3)
. (4)
) и текущей ( 
) продуктивности при депрессии (Δ Рэксп ), планируемой при эксплуатации пласта (формула 10).
(1)
(2)
в [сПз] - относительная проницаемость и вязкость по воде в пластовых условиях, 
