Способ исследования газовых скважин в процессе эксплуатации

 

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к промысловым исследованиям газовых скважин, точнее к определению текущей проницаемости призабойной зоны газовых скважин и оценке эффективности методов интенсификации притоков газа и подземных и капитальных ремонтов скважин. С учетом специфики нефтяных скважин предполагаемое изобретение может быть использовано для решения аналогичных задач и для нефтяных скважин. Способ включает промыслово-исследовательские и расчетные работы. Основываясь на доказательстве аналогий между параметрами формулы критического истечения газа - дебитом Q, коэффициентом диафрагмы ДИКТа и С и давлением перед диафрагмой Р и параметрами скважины - дебитом Q, проницаемостью призабойной зоны скважины К и статическими и рабочими давлениями скважины, пользуясь методом прогнозирования добычи (и дебитов) по коэффициентам изменения добычи (и дебитов) Ки и коэффициентам месячного изменения добычи (и дебитов) Кми определяют Ки₁ и Кми предыдущего периода с последующим определением расчетных добычи (или дебитов) необходимых для определения относительной и фактической текущей проницаемости призабойной зоны скважины, соответственно, как отношение фактической добычи (или дебита) к расчетной добыче (или дебиту) и как величина, пропорциональная между К₂ и К₁ и фактической добычей (или дебитом) и расчетной добычей или дебитом.

Изобретение относится к газовой промышленности, к промысловым исследованиям газовых скважин.

С учетом специфики нефтяных скважин предполагаемое изобретение частично может быть использовано для решения аналогичных задач и для нефтяных скважин.

Известен способ замера дебита газа скважин диафрагменным измерителем критического течения (ДИКТом) или (или прувером) с выпуском газа в атмосферу [1] с. 108-111. Дебит газа в этом случае определяется по формуле критического истечения газа: (VII.28) [1] с.109, где Q дебит газа, тыс.м³/сут.

Р давление перед диафрагмой, кгс/см²; γ относительный удельный вес газа, б/р; Т абсолютная температура газа, ⁰K; Z коэффициент сверхсжимаемости газа, б/р; C коэффициент, зависящий от диаметра отверстия диафрагмы, б/р.

Соотношение параметров формулы (VIII.28) в этом способе интересно сходством с параметрами газовой скважины.

Из (VII. 28) вытекает, что Q прямо пропорционально С при Р const и и прямо пропорционально Р при С сonst и .

А из газопромысловой практики известно, что дебит скважины Q также находится в приблизительно такой же зависимости от проницаемости К призабойной зоны пласта (ПЗП) и пластового давления Р_пл., т.е. с падением пластового давления дебит скважины падает и с падением проницаемости К ПЗП дебит скважины также падает.

В предполагаемом изобретении принимается аналогия между параметрами Q, C, P формулы (VII.28) и параметрами скважины Q, K, P_пл. (или P_ст.) и P_заб. (или Р рабочее устьевое P_тр. или P_зат.), соответственно, при остановке скважины и при работе, т.к. природа этих параметров сходна. Точнее, подобно тому, как при замере дебита газа ДИКТом, согласно (VII.28) в [1] при Р const и изменение Q прямо пропорционально изменению С (или все равно, что изменение C прямо пропорционально изменению Q), так и для скважины, при P_пл. const и P_заб. const (или P_{раб.устьев.} сonst), и К_1,2 ≠ const изменение Q в предыдущие и текущие исследования будет прямо пропорциональным изменению проницаемости К ПЗП. Т.е. Q₁/Q₂ K₁/Q\K₂, (1).

А условие, когда P_пл. сonst и P_заб. const означает, что депрессия на пласт, как Δ P_пл. P_заб.. равна const.

Но для соблюдения уравнения (1) необходимо, чтоб D сonst. при условии, что P_пл. const, хотя сама прямо пропорциональная зависимость дебита от проницаемости К ПЗП будет иметь место и при P_пл.1,2 ≠ const.

Т.е. здесь демонстрируется условие, что при P_пл. сonst и при D const, но при К_1,2 ≠ const, Q_1,2≠ const в отличие от коэффициента продуктивности скважины (м³/сут.ат.), (III.26) в [2] на с. 198, демонстрирующего условие, что при P_пл. const. и Р const. Q_1,2 const (т.к. ) Т. е. предполагаемое изобретение предназначено для решения задач при условии, что K_1,2≠ const., а коэффициент продуктивности скважины (уравнение (III.26) в [2] предназначен для решения задач при условии, что К_1,2 сonst.

Наиболее близким аналогом, прототипом, к предполагаемому изобретению является метод (способ, методика) планирования добычи нефти изложенный в [2] на с. 288-292. При этом пользуются понятиями дебитов: начального, исходного (входного) и текущего. Под начальным дебитом понимается среднесуточный дебит скважины за первый месяц ее эксплуатации; под исходным (входным) - среднесуточный дебит за месяц, предшествующий планируемому периоду; под текущим среднесуточный дебит по месяцам планируемого периода. Последний определяют путем умножения исходного (входного) дебита на коэффициент изменения дебита нефти Ки. Здесь понятие "среднесуточный дебит за месяц" соответствует понятию "среднемесячный суточный дебит" используемому другими авторами.

Сущность метода планирования добычи нефти заключается в следующем. Текущий (планируемый) дебит определяют путем умножения исходного (входного) дебита на коэффициент изменения дебита нефти Ки, который определяют через посредство составления логарифмической корреляционной таблицы, для составления которой обычно используют среднесуточные дебиты скважин за соответствующие месяцы. Более детально о составлении логарифмических корреляционных таблиц излагается в [2] на с. 288-292.

После определения Ки по исходному (входному) дебиту, коэффициенту изменения дебита, количеству дней в планируемом месяце и коэффициенту эксплуатации определяют плановую добычу (за последующий, после исходного, месяц, а не за любой месяц, как излагается) это в [2] а беря последующий месяц в качестве предыдущего определяют плановую добычу за очередной месяц и так до конца года примеч. автора). Т.е. Q_мес.к д_и·Ки·Тк·Кэ, (VIII.1) [2] с. 291, где Q_мес. плановая добыча нефти за месяц в т. д_и среднесуточный исходный дебит в т. Ки коэффициент изменения дебита; Тк количество дней в месяце; Кэ коэффициент эксплуатации.

Плановую добычу нефти, как излагается в прототипе [2] в целом за год, при условии, что месячный коэффициент планируется постоянным, удобнее рассчитывать при помощи коэффициента кратности, равного /VIII.2/
где Ки месячный коэффициент изменения дебита. В этом случае
Qгод д_вх·Ккр·Тк·Кэ, (VIII.3)
Указанному способу присуща громоздкость определения коэффициента изменения дебита (или месячного коэффициента изменения дебита) Ки. Метод ограничивается планированием дебитов и добычи нефти как по отдельным скважинам и группе скважин на определенные месяцы года, так и на весь год.

Задачей предлагаемого изобретения является определение по исследованию газовых и нефтяных скважин в процессе эксплуатации в период их технической исправности, по отдельной скважине коэффициента многомесячного изменения дебита (добычи) за энное (n-ное) количество месяцев или (Ки (n-1)) мес. определение коэффициента месячного изменения дебита (добычи) Кми, или средних по разрабатываемому многими скважинами пласту (горизонту) Ки ср. или Ки ср. (n-1)/мес. и Кми ср. более простым и понятным, чем по методу логарифмических корреляционных таблиц, способом и установление соотношения между Ки и Кми (или Ки ср. и Кми ср.); определение для периода технической неисправности, капремонта, освоения и отработки, Ки (m-1) мес. Ки ср. (m- 1) мес. по найденным ранее Кми и Кми ср. и определение по исходным (входным), взятым в период технической исправности добыче (дебиту) Q (д)n исх. факт. расчетных добычи (дебитов) газа (нефти) Q (д)m расч. для любого m-ного месяца, периода технической неисправности, а затем для газовых скважин, по замеренным Q (д)n исх. факт. Q (д)m факт. и расчетному Q (д)m расч. определение относительной проницаемости ПЗП Котн. текущей проницаемости ПЗП К₂, приращения (падения) добычи (дебита) от изменения (падения) пластового давления ΔQ (д)изм.р пл. приращения (отрицательного или положительного) добычи (дебита) от изменения проницаемости ПЗП К ± Q (д) изм.к.

Для технического решения поставленной задачи, в известном способе планирования добычи нефти, включающем систематически повторяющиеся замеры дебитов по эксплуатируемым скважинам в период их нормальной работы, определение по дебитам, через посредство логарифмических корреляционных таблиц, коэффициентов месячного изменения дебитов нефти для отдельных скважин Ки и для группы скважин средних Ки ср. определение по соотношению дней работы скважины и дней технической неисправности, ремонта, профилактических простоев и исследований, коэффициента эксплуатации Кэ и по количеству дней в планируемом месяце Тк определение плановой добычи нефти за последующие месяцы Qмес. а через определение коэффициента кратности Ккр. определение плановой добычи за год Qгод, согласно изобретению по исследованию газовых скважин в процессе эксплуатации, коэффициенты месячного изменения добычи (дебитов) газа (нефти) и коэффициенты многомесячного изменения добычи (дебитов) газа (нефти) определяют не через посредство составления логарифмических корреляционных таблиц, а исходя из того, что коэффициент месячного изменения добычи (дебита) газа (нефти) Кми равняется отношению добычи (дебита) газа (нефти) за последующий месяц Q (д)посл.мес. к добыче (дебиту) газа (нефти) за предыдущий месяц Q (д)пред.мес. т.е.

, (2)
откуда
Q (д)посл.мес. Q (д)пред.мес. Кми или
Q (д) 2 мес. Q (д) 1 мес. К_ми,
а Q (д) 3 мес. Q (д) 2 мес. К_ми. Q (д) 1 мес. К_ми² Q (д) 1 мес. К_ми^3-1,
а Q (д)_nмес. Q (д)_1мес. К_ми^(n-1>, (3)
А коэффициент многомесячного изменения добычи (дебита) газа (нефти) К_{и(n-1)мес.} в предостановочном (предремонтном) периоде составит:

или

откуда
(5)
А в послеостановочном (послеремонтном) периоде исходя из того, что если б скважина и не попала в технически неисправное состояние, капремонт или какую-либо другую производственную операцию, освоение и отработку, а все это время находилась бы в технически исправном состоянии, то все равно произошло бы естественное падение ее дебита, К_{и(m-1)мес.} для любого m-ного месяца, согласно (4) составит:
К_{и(m-1)мес.} К_ми^(m-1>, (6)
И расчетные добыча (дебит) газа (нефти) для любого m-ного месяца составят:
Q (д)_{m расч.} Q (д)_{n исх.факт.} · К_{и(m-1)мес.}, (7)
Здесь К_ми коэффициент месячного изменения добычи (дебитов), б/р;
Q (д)_{посл.мес.} добыча (дебит) последующего месяца, тыс. м₃/сут.

Q (д)_{пред.мес.} добыча (дебит) предыдущего месяца, тыс.м³/сут.

К_{и(n-1)мес.} коэффициент многомесячного изменения добычи (дебита) в период технической исправности, б/р;
Q (д)_.мес. добыча (дебит) n-го месяца в период технической исправности тыс. м³/сут;
К_и(m-1)мес. коэффициент многомесячного изменения добычи (дебитов) в период технической неисправности и выхода из него, б/р;
Q (д)_{n исх.факт.} добыча (дебит) в период технической исправности, взятые за исходные для периода технической неисправности, тыс.м³/cут;
Q (д)_{m расч.} расчетные добыча (дебит) при выходе из технической неисправности, тыс.м³/сут.

Второе отличие заявленного технического решения от прототипа состоит в том, что для газовых скважин, исходя из аналога об измерении дебитов газа ДИКТом, согласно которому принимается аналогия между параметрами формулы (VII. 28) [1] Q, C, P и параметрами газовой скважины Q, K, P_пл (или Р_ст.) и Р_заб. (или Р_{раб.устьев.} P_тр. или P_зат.), из которого следует, что при предыдущих и текущих исследованиях при P_пл. const и P_заб. const (или P_{раб.устьев.} сonst и при K_1,2≠ const Q₁/Q₂/K₁K₂, (1)
будет, что соотношение Q (д)_mфакт. к Q (д)_mрасч., как соответствующее условию, что K_1,2≠ const, a Р_пл.1,2 сonst или Р_ст.1,2 сonst, т.к. эти дебиты приурочены к одному и тому же времени, соответствует условию уравнения (1), вследствие чего текущую относительную проницаемость ПЗП К_отн. и фактическую текущую проницаемость К₂ определяют согласно выражениям:
(8)
где К_отн. безразмерная величина;
(9)
где К₁ и К₂ в 10^-12 м² или в дарси (Д) или в милидарси (Мд). А, исходя из принимаемой аксиомы о том, что проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) газовой скважины в условиях невмешательства в процессе газодобычи (без интенсифицирующих обработок ПЗП и без поглощений скважиной задавочной жидкости при ее капремонте (остается неизменной, а добыча (дебит) по скважине падают по причине падения пластового давления, будет, что Q (д)_{nисх.факт.} и Q (д)_{m расч.} соответствуют условию, что К_1,2 сonst и 1,2 ≠ const, вследствие чего приращение добычи (дебита) от изменения пластового давления, определяют как разница между исходными фактическими добычей (дебитом) и расчетными в m-ном месяце добычей (дебитом), согласно выражению:
-ΔQ(g)_{пад.р пл.}= Q(g)_{n исх.факт.}-Q(g)_{m расч.} (10)
а от изменения проницаемости ПЗП К, определяются как разница между фактическими в m-ный месяц добычей (дебитом) и расчетными добычей (дебитом), согласно выражению:
∓ΔQ(g)_изм.к= ±Q(g)_{m расч.}∓Q(g)_{m факт.}, (11)
Здесь К_отн. текущая относительная проницаемость ПЗП, б/р;
Q (д)_{m факт.} фактическая добыча (дебит) скважины в период выхода ее из бездействия после капремонта, освоения и отработки, тыс.м³/cут.

К₂ текущая проницаемость ПЗП; дарси;
K₁ проницаемость ПЗП из предыдущих исследований, дарси;
ΔQ (д)_{пад.р пл.} приращение (отрицательное) добычи (дебитов) от падения пластового давления, тыс. м³/сут.

DQ (д)_изм.к пpиращение добычи (дебита) от изменения проницаемости ПЗП, тыс.м³/сут, в уравнении (11) от большего дебита отнимают меньший, а знак при DQ(g)_изм.к определяют по знаку при Q (д)_{m факт.}.

Сопоставимый анализ заявленного технического решения с прототипом показывает, что предложенный способ исследования газовых скважин в процессе эксплуатации, позволяющий просто и понятно определять коэффициенты месячного изменения добычи (дебитов) газа (нефти) К_ми и коэффициенты многомесячного изменения добычи (дебитов) газа (нефти) и K_и(n-1), и К_и(m-1) по отдельным скважинам или средние по пласту К_{ми cр.}, K_{и (n-1)cр.}, К_и(m-1)ср.. а по ним определять расчетные добычу (дебит) для отдельной скважины или для разрабатываемого скважинами горизонта Q (д)_{m расч.}, а так же позволяющий определять К₂ и получать дополнительную информацию о неизвестных ранее, но важных параметрах, таких как параметр ПЗП К_отн. и параметры продуктивности скважины -ΔQ(g)_{пад.р пл.} и ±Q (д)_изм.к., является несложным, позволяет обходится всегда имеющимися промысловыми данными о помесячной добыче (дебитах), характерен минимальным объемом исследовательских, расчетных и графоаналитических работ при текущих (последующих) исследованиях, и использованием данных предыдущих исследований, что вместе взятое соответствует изобретательскому уровню.

Примеры осуществления способа.

Для определения относительной проницаемости К_отн. и текущей фактической проницаемости ПЗП К₂, а также приращений дебита (положительных или отрицательных) в отдельности от изменения проницаемости ПЗП и пластового давления газовой скважины по исследованиям в процессе эксплуатации, согласно предполагаемому изобретению, производят систематические замеры рабочих среднемесячных суточных дебитов отдельных скважин и подсчеты суточной и месячной добычи по горизонтам.

Затем, исходя из того, что коэффициент месячного изменения (падения) добычи (дебитов) газа (нефти) К_ин представляет собой отношение добычи (дебита) соседних последующего и предыдущего месяцев (см. (2)), определяют К_ми или непосредственно по добыче (дебитам) двух соседних месяцев в период технической исправности скважины или, исходя из того, что К_ми связан с коэффициентом многомесячного изменения (падения) добычи (дебитов) газа (нефти) К_и согласно уравнения (5), определяют сначала К_и за n-1 месяцев (т.е. за n месяцев, включая и первый месяц) работы скважины в период технической исправности, т. е. К_{и(n-1)мес.}, а затем, по уравнению (5) находят К_ми. Равносильно можно определить и средние, т.е. для всего разрабатываемого продуктивного пласта K_{и(n-1)мес.ср.} и К_{ми ср.}.

Затем, или за период технической неисправности и последующего капремонта, или после проведения на скважине какой-либо производственной операции, например, интенсификации и последующего освоения и отработки, через посредство найденного К_ми или К_{ми ср} и уравнения (6), находят К_и за (m-1) месяцев, т.е. К_{и(m-1)мес.} на время выхода скважины без изменения ее конструкции на нормальный режим работы, беря за исходный (первый) месяц один из последних месяцев работы скважины при ее технической исправности. Q (д)_{n исх.факт.} или Q (д)_{исх.факт.} по уравнению (7), находят расчетный дебит по скважине в m-ном месяце, т.е. Q (д)_{m расч.}, а промысловым расходомером или каким-либо другим способом определяют фактический дебит скважины в m-ном месяце, т.е. д_{m факт.}. Затем, по уравнению (8), через посредство д_{m факт.}, и д_{m расч.} находят К_отн., а зная предыдущую проницаемость ПЗП К₁, по уравнению (9) находят текущую проницаемость ПЗП К₂.

Затем, по уравнению (10) находят приращение (падение) дебита от изменения за истекшее время пластового давления -Δд_{пад.р пл}, а по уравнению (11) находят приращение дебита± Dд_изм.к от изменения проницаемости ПЗП (или от поглощений жидкости пластом при капремонте или от какой-либо другой производственной операции на скважине).

Примеры реализации способа в частных случаях.

1. Пример реализации способа с применением величин среднемесячных суточных дебитов (д).

Имеем скважину N 125 Опошнянского ГКМ.

Скважина работает с продуктивного горизонта В-16-18.

Среднемесячный суточный дебит скважины на январь месяц 1990 г. (д)_{исх.факт.} составлял 90 тыс.м³/сут.

Проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) К₁ составляла 1,2 1,1972 10^-12 м² (или 1,2 Д 1200 Мд).

В феврале-мае 1990 г. скважина оказалась в технически неисправном состоянии, когда среднемесячный суточный дебит скважины составлял 2 тыс.м³/сут. В мае месяце на скважине проводился капремонт с применением "Способа блокирования призабойной зоны поглощающих пластов" (З. N 4818119). В июне месяце скважина была освоена после капремонта и введена в эксплуатацию с фактическим среднемесячным суточным дебитом (д_{m факт.}) равным 70 тыс.м³/сут.

Требуется определить К_отн., К₂, -Δд_{изм.р пл.}, ∓Δд_изм.к.. Вместо К_и и К_ми по скв. N 125 надежней воспользоваться К_иср.1 и К_{ми ср.1} по всему горизонту В-16-180 за текущий период, так как заниженная работа или простой одной скважины незначительно скажется на работе всего горизонта. Суточная добыча газа по горизонту В 16-18 на январь м-ц 1990 г. составляла 536 тыс. м³/сут. а на декабрь м-ц 1990 г. 311 тыс. м³/сут.

Тогда средний для всех скважин К_{и ср.1}, согласно формуле:
(4)
составит К_{и ср.1} К_{и(n-1)мес.} К_{и 11} мес. 0,58022. Тогда средний для всех скважин горизонта К, согласно формуле:
_ми (5)
составит:
ср.1
Тогда К для скв. N 125 на последующий период, когда скважина находилась в технически неисправном состоянии, т.е. на период январь-июнь м-цы согласно формуле: К_{и (m-1)мес.} К_и, (6) составит:
К_ми К^(m-1) К_и2 0,9517_и(6-1) 0,78.

Тогда расчетный дебит (д_{и 5мес.} на июнь месяц 1990 г. согласно формуле:
д⁵ д_{m расч. m расч.} К_исх., (7), составит:
д· д_и(m-1) д_{mрасч.июня м-ца января} К _м-ца· 90 тыс.м_и/сут. х 0,78 70,20 тыс.м _5мес./сут.

Тогда К³, согласно формуле (8) составит:
³
А К_отн., согласно формуле (9), составит:

Тогда уменьшение д₂ от падения пластового давления, согласно формуле (10), составит: д_{m факт.} д-Δ д_{изм.р пл.} (90-70,20) тыс.м_{исх.факт.}/сут. 19,80 тыс.м_m/сут.

А уменьшение драсч. от изменения проницаемости ПЗП, согласно формуле (11) составит:
³д³ д_{m факт.} д-Δ (70,20-70) тыс.м_изм.к/cут.

Пример реализации способа с применением величины месячной добычи (Q).

Имеем ту же скважину N 125 Опошнянского ГКМ.

Скважина работает с продуктивного горизонта В 16-18.

Месячная добыча газа по скважине в январе месяце 1990 г. (Q_{m расч.}) составляла 2745 тыс.м_{m факт.}/мес. К³ 1200 Мд.

В феврале-мае 1990 г. скважина оказалась в технически неисправном состоянии, когда месячная добыча составляла 61 тыс.м_{исх.факт.}/мес. В мае м-це на скважине проводился капремонт. В июне месяце после окончания капремонта скважина была введена в эксплуатацию с фактической месячной добычей (Q³) 2135 тыс.м₁/мес. Требуется определить К³, К_m, факт.Q³, _отн.Q₂.

Вместо К-Δ и К_{изм.р пл.} по скв. N 125 надежней воспользоваться К±ΔQ_изм.к и К_изм.к. по всему горизонту В 16-18 за текущий период.

Месячная добыча газа по горизонту В-16-18 за янваpь м-ц 1990 г. составляла 16348 тыс.м_и/мес. а на декабрь м-ц 1990 г. 9485,5 тыс.м_ми/мес.

Тогда средний для всех скважин К_{и ср.1} за (n-1) месяцев, согласно формуле (4), составит:
_{ми ср.1}
Тогда средний для всех скважин горизонта К³, согласно формуле (5) составит:
³
Тогда К_{и ср.1} для скважины N 125 на период январь-июнь месяцы, согласно формуле (6), составит:
К К_{ми ср.1} К 0,9517_и2 0,78.

Тогда для скв. N 125 расчетная добыча (Q_и2) на июнь м-ц 1990 г. согласно формуле (7), составит:
Q_{и (6-1)} Q_{и 5мес.} К⁵ Q, января м-ца К_{m расч.} 2745 тыс.м_{m расч.}/мес. 0,78 2141,1 тыс.м_исх./мес.

Тогда К_и(m-1), согласно формуле (8), составит:
_{и 5}
А Кмес., согласно формуле (9), составит:
³
Тогда уменьшение Q³ от падения пластового давления, согласно формуле (10) составит:
_отн.Q Q₂ Q (2745-2141) тыс. м_{m факт.})/мес. 604 тыс.м-Δ/мес.

А уменьшение Q_{изм.р пл.} от изменения проницаемости ПЗП, согласно формуле (II) составит:
_{исх.факт.}Q_{m расч.} Q³ Q³ (2141 2135) тыс.м_m.факт./мес. 6 тыс.м-Δ/мес.

Промышленная применимость заявленного технического решения оправдывается существенным сокращением текущих, периодически повторяющихся полных промысловых исследований методом стационарных режимов фильтрации (методом установившихся отборов) или методом нестационарных режимов фильтрации (методом КВД), поскольку их можно заменить неполными промысловыми исследованиями по предлагаемому способу, при котором сокращается объем исследовательских расчетных и графических работ и существенно повышается качество обработки (интерпретации) исследовательских работ, позволяющее достигать ранее недосягаемых результатов.

Изобретение позволяет как бы неоднократно увеличить людские и технические силы и средства промыслово-геологической службы отрасли и службы КИП и А, что позволит одними и теми же людскими силами и техническими средствами исследовать большее количество скважин и, следовательно, позволит более грамотно и с большим эффектом разрабатывать газоконденсатные и нефтегазовые месторождения, что позволит обеспечить дополнительную работу газа и конденсата.

Т. е. заявленное техническое решение представляет значительный интерес для отрасли и для народного хозяйства.

Формула изобретения

Способ исследования газовых скважин в процессе эксплуатации, включающий систематический повторяющиеся замеры дебитов по исследуемой скважине в периоды ее исправной работы, технически неисправного состояния, последующего капремонта, освоения и отработки или добычи по разрабатываемому скважинами горизонту с последующим определением по ним коэффициентов многомесячного изменения добычи (дебитов) К_и(n-1) или их средних значений К_{и ср. (n-1)}, коэффициентов месячного изменения добычи (дебитов) К_ми или их средних значений К_{ми ср.}, К_{и (m-1)} за каждый из периодов эксплуатации скважин без изменения их конструкции, отличающийся тем, что, используя фактические значения добычи (дебитов) за предыдущие и последующие месяцы, коэффициенты падения добычи (дебитов) К_ми, К_{ми ср.}, К_{и (n-1) мес.} или К_{и ср. (n-1) мес.}, К_{и (m-1)мес.} определяют согласно выражениям:


K_{и(n-1)мес}= K⁽ⁿ_ми^-1)
или

и K_{и(m-1)мес}= K^(m_ми^-1)
причем, используя расчетные значения добычи (дебитов) и первоначальной проницаемости ПЗП К₁, дополнительно определяют текущую относительную проницаемость К₂ согласно выражениям:


а приращения текущих добычи (дебита) в отдельности от падения пластового давления и от изменения проницаемости призабойной зоны определяют согласно выражениям:


где К_ми коэффициент месячного изменения добычи (дебитов), б/р;
Q(g)_{посл.мес.} - добыча (дебит) последующего месяца, тыс.м³/сут.

Q(g)_{пред.мес.} - добыча (дебит) предыдущего месяца, тыс.м³/сут.

К_{и (n-1)мес.} коэффициент многомесячного изменения добычи (дебита) в период технической исправности, б/р;
Q(g)_{n мес.} добыча (дебит) n-го месяца в период технической исправности, тыс.м³/сут;
К_отн. текущая относительная проницаемость призабойной зоны пласта, б/р;
Q(g)m_факт. фактическая добыча (дебит) скважин в период выхода ее из бездействия после капремонта, освоения и отработки, тыс.м³/сут;
Q(g)n_{исх.факт.} - добыча (дебит) в период технической исправности, взятые за исходные для периода технической неисправности, тыс.м³/сут;
Q(g)_mрасч. расчетная добыча (дебит) при выходе из технической неисправности, тыс.м³/сут;
К₂ текущая проницаемость призабойной зоны пласта, дарси,
К₁ проницаемость призабойной зоны пласта из предыдущих исследований, дарси;
приращение добычи (дебита), от падения пластового давления, тыс.м³/сут;
приращение добычи (дебита) от изменения проницаемости призабойной зоны пласта, тыс.м³/сут.