Индексы газовой скважины

 

ИНДЕКС   ПРОДУКТИВНОСТИ

Индекс продуктивности есть суточная добыча, приходящаяся на 1 am дифференциального давления при эксплуатации.

В нефтяном деле для определения индекса продуктивности иногда поступают следующим образом.

Останавливают эксплуатацию скважины, выжидают стабилизацию статического давления, определяют это давление, затем возобновляют эксплуатацию при каком-нибудь определённом рабочем давлении, которое иногда на много атмосфер ниже статического, замеряют это давление и суточный дебит и делят суточный дебит на разность давле­ний, выраженную в атмосферах. Предполагается, что полученный таким путём индекс продуктивности характеризует скважину и пласт.

Когда чрезмерным отбором очень быстро снижено давление в пла­сте, кровля пласта осела, стенки пор и каналов сблизились, зёрна пласта расширились, объём пор и каналов уменьшился, и проход для газа к скважине сильно затруднился. 

• Чрезмерно быстрый отбор газа сначала затруднил, а потом и совсем закрыл пути, по которым газ шёл к скважине. Дальше от скважины, где ещё есть большое давле­ние, есть и много газа, но он уже не может пробраться к скважине через сближенные стенки пор и каналов. 
• При рациональном противо­давлении на пласт эти поры и каналы были бы открыты по-прежнему, и по ним газ мог бы идти издалека. В скважине, в порах и каналах при эксплуатации нужно держать такое давление, чтобы стенки пор и каналов не сближались. Добыча должна идти при малом перепаде давления между очень отдалёнными частями пласта и скважиной.
• При большом давлении в пласте газ распирает стенки пор изнутри и стремится поднять кровлю пласта. Пласт эластичен. При большом первоначальном давлении газа пласт имеет максимальный для этих условий объём. В пласте равновесие установилось геологически. Силь­ное и быстрое снижение давления в пласте снимает это равнодейству­ющее сопротивление газа и вызывает оседание кровли пласта под влиянием веса вышележащих пород. Это уменьшает объём пор и ка­налов в пласте. Пласт сжался.

Одновременно при понижении давления в пласте происходит расширение кварца или другой породы, из которой состоит пласт. Все твёрдые тела имеют некоторую, хотя и очень малую эластичность. 

Эластичность кварца составляет 0,0000027 на 1 am. Это означает, что> если давление на кварц уменьшилось на 1 am, объём кварца увеличится на 0,0000027 прежнего объёма. Если кварц был под давле­нием 101 ата и затем это давление уменьшилось до 1 агпа, объём кварца увеличится на 0,00027 прежнего объёма. Если в пласте около сква­жины давление понизилось на 50 am и этим понижением охвачено 10 млн. м^г кварца, он расширится на 2700 м^г и заполнит 2700 м³ объёма пор. Эластичность кварца невелика, но зато кварца много. Поры составляют лишь небольшую долю объёма кварца.

Для закрытия путей газа к скважине не требуется, чтобы все поры закрылись. Поры уменьшатся в объёме и с этим уменьшенным объёмом останутся. Но это будут изолированные поры. Раньше поры, имевшие сообщение, были соединены узкими каналами. По этим узким кана­лам из поры в пору и проскакивал газ. 

1. Сечение большинства соедини­тельных каналов было очень малое. Вот это сечение при расширении кварца и исчезнет прежде всего. Кварц при уменьшении давления в пласте обязательно расширится. Это закон природы. 
2. А расширяться он может только в поры и каналы. Расширяясь, он прежде всего за­полнит каналы между порами. Суммарный объём этих узких и корот­ких соединительных каналов вокруг скважины во всяком случае во много раз меньше вышеприведённой цифры расширения кварца 2700 м³. Да и нет надобности, чтобы канал закрылся по всей длине. 
3. Достаточно соединения стенок канала лишь в каком-нибудь одном месте, и канал закупорится. Полезная пористость пласта превратится в бесполезную. Проход газа к скважине закроется. Если даже и не все каналы между порами закроются, то-те, которые не закроются, уменьшатся до такого малого сечения, что По ним, как по субкапил­лярным или волосным каналам, газ или не пойдёт, или пойдёт в та­ких малых количествах, которые не смогут обеспечить скважине про­мышленный дебит. Многие сквозные каналы превратятся в тупики.

Кальцит и доломит имеют эластичность несколько выше эластич­ности кварца.

Порода, лежащая под пластом, также имеет некоторую эластич­ность. При понижении давления в пласте она стремится поднять подошву пласта. Все эти явления — оседание кровли, поднятие подошвы и расширение кварца — при быстром понижении давления в пласте происходят одновременно и имеют один результат: уменьше­ние объёма пор и закупорку каналов.

Можно говорить об «эластичности пласта в его целом». Это будет эластичность породы. Её не нужно смешивать с эластичностью мине­ралов, входящих в состав пласта. Она — выше эластичности отдель­ных минералов. Эластичность пластов, состоящих из песка или пес­чаника, была изучена во многих месторождениях. Разные исследова­тели дают различные цифры. Табл. 36 показывает результаты опреде­лений нескольких авторов.

Таблица 36

Эластичность песчаных пластов

 

Исследователь	Породы и пласт	Пределы давления в ати от—до	Сжимаемость пласта. Часть прежнего  объ­ема на 1 am
Хаднолл	Нефтеносные   и    газоносные песчаники   пласта   Вудбайн и других пластов месторождений Восточного Тексаса	0     200	В среднем 0,0002845
Лаборатория Хэмбль	Нефтеносный   и    газоносный песчаник пласта  Вудбайн ме­сторождения Ист-Тексас	0 -100	0,00047
Инж. Ристл	То же	0 —281	0,000075
Инженеры Карпен-тер и Спенсер	Нефтеносные     и   газоносные песчаники разных возрастов — от карбона до олигоцена	7 -101	от  0,000029 до 0,00003§2
Ван-Тьюйл и проф.   Бэкстром	Пласты средне-зернистого песка	0 -237,3	0,00088
Проф. К. Терцаги	Пласты водоносного песка	0 -87,92	0,00114
Инженеры   Босет и Рид	Однородный мелко-зернистый, просеянный, отсортированный песок	0 -210,9	0,000033

При больших давлениях сжимаемость пласта на 1 am уменьшается

Вышеприведённые цифры эластичности совершенно достаточные, чтобы при описанных условиях большинство каналов, соединяющих поры, закрылось.

Предположим, что на пласте высокого давления эксплуатируется скважина с максимальным дебитом. К обсадным трубам присоединён широкий газопровод, и по нему весь выходящий газ своевременно забирается компрессором и перекачивается дальше, так что на устье скважины давление не выше атмосферного. Оно будет невелико и на дне скважины против пласта, так как вес столба сильно расширив­шегося газа в скважине очень мал и к давлению на устьи нужно при­бавить лишь потерю на турбулентность в скважине. Давление в пла­сте в удалении от скважины, например на расстоянии 1,5 км, очень большое. На этом пути газ будет иметь большой перепад давления и разовьёт большую скорость, возрастающую с приближением к сква­жине параллельно с расширением газа. На этом пути потенциальное давление переходит в скоростной напор и перестаёт давить на стенки пор и каналов. Скоростной напор давит лишь в одну сторону: по направлению движения газа, т. е. вдоль каналов. Он не давит в бока и не поддерживает давления внутри каналов. 

Рельефными примерами такого различия в действии статического и динамического давле­ния служит сдавливание обсадных труб, неоднократно наблюдавшееся на нефтяных и газовых промыслах. Приведём пример. Бугрящаяся скважина наполнена водой или глинистым раствором. Столб жидкости внутри колонны обсадных труб предохраняет от сдавливания колонны мягкими породами и водой водоносных пластов. Он оказывает стати­ческое давление, действующее во все стороны. Неожиданно скважина встречает пласт, содержащий газ высокого давления. Газ выбрасы­вает из скважины воду и даёт газовый фонтан. И вдруг колонна обсад­ных труб оказывается сдавленной. Ведь если газ выбросил воду, значит он имел давление выше давления воды. Почему же это давление газа не помешало наружному давлению сдавить трубы? Потому, что статическое давление газа при большой скорости газа по скважине перешло в скоростной напор, а он бокового  давления не оказывает,

Такого же порядка явления происходят ив каналах пласта. При чрезмерном отборе газ, текущей к скважине, не противодействует сдавливанию пор и каналов.

Скважина, правильно эксплуатируемая с малым процентом отбора создаёт большое противодавление внутри пор и каналов пласта. Пра­вильная эксплуатация и заключается в том, чтобы всё время держать поры и каналы пласта открытыми для прохода газа. Надлежащим противодавлением нужно их держать в расширенном состоянии. По­этому не следует" применять большой процент отбора.

Изложенное в достаточной степени объясняет, почему у скважины типа А, эксплуатируемой с максимальным дебитом, индекс продук­тивности в 4 раза меньше, чем у той же скважины, эксплуатируемой при 20% отбора. 

Вместе с тем ясно, что скважина, эксплуатируемая с 100% отбора, имеет очень короткую жизнь, быстро понижает дебит и за всё время своей эксплуатации даст намного меньше газа, чем та же скважина, эксплуатируемая с малым процентом отбора. Вокруг скважины, эксплуатируемой с 100% отбора, происходят описанные выше явления. Кровля пласта оседает. Подошва стремится подняться. Мощность пласта уменьшается. Зёрна пласта расширяются. Поры и каналы уменьшаются. Пористость из полезной переходит в бесполез­ную. 

Проницаемость падает. Масштаб этих явлений увеличивается то направлению к скважине. Чем ближе к скважине, тем больше сжимается пласт. Вокруг скважины создаётся непроницаемое кольцо. За пределами этого кольца остаётся не добытым большое количество газа, которое могла бы дать эта скважина, если бы она эксплуатировалась рационально.

В лабораторных опытах, производимых по курсу «Подземной гидравлики» описанные явления не улавливаются. В этих опытах песок заключён в жёсткую неподвижную оболочку, в стеклянную или металлическую трубку, на которую снаружи давит лишь 1 ата. Песок в такой трубе имеет не меняющийся объём. Расширение зёрен песка при понижении давления не учитывается. Выводы, получен­ные на таких моделях, нельзя распространять на работу пласта, ле­жащего на большой глубине.

 Масштабы свойств и явлений не коорди­нированы одинаково пропорционально с масштабами свойств и явле­ний пласта. Леверетт Льюис, и Тру в статье о лабораторных моделях пишут: ¹

«Лабораторные модели для разрешения динамических проблем при изучении процессов, происходящих в пласте, должны иметь определённый масштаб, и отношения основных измерений модели и прототипа должны быть постоянными. Физические переменные вели­чины должны быть избраны и выражены в определённом масштабе, и это должен быть «взвешенный» масштаб. * Отношения масштабов должны быть пропорциональны природным».

Инж. Пирс, большой авторитет по изучению газовых скважин, автор стандартного метода испытания скважин и изобретатель «спо­соба обратного давления» замера дебита скважин, пишет: ²

«Крупное заблуждение заключается в мнении, что в лаборатории можно построить модель нефтяного или газового пласта. Во многих научно-исследовательских институтах и лабораториях производятся всевозможные опыты над искусственно подобранными образцами леска или песчаника, над отдельными кернами, вынутыми из пласта, м над моделями пласта. Выводятся формулы и заключения, которые прилагаются к проектам добычи нефти или газа. Это — заблуждение. Построить модель нефтяного или газового пласта невозможно. Усло­вия и явления в лаборатории отличаются от бесконечного разнообра­зия условий и явлений в природном месторождении».

Дальше в статье сказано, что при изучении пласта необходимо выяснить градиенты давления в пласте, закупоривание пор пласта глинистыми и известковыми частицами и результаты этого закупори­вания, изменение мощности пласта, «аккумулятивное закупоривание* пласта и т. д. В чём состоит «аккумулятивное закупоривание», в крат­ной статье не разъяснено.

Мы не хотим сказать, что описанные нами явления дают полное и единственное объяснение такой разницы индексов. Вопрос очень сложен. Пока этим объяснением можно удовлетвориться. Но нужно исследовать вопрос глубже и собрать больше наблюдений и притом более точных. Может быть, кроме указанных нами причин, есть и другие. Может быть, при чрезмерном проценте отбора индекс продук­тивности намного меньше, и скважина за всю свою жизнь берёт из пласта далеко не весь газ, который могла бы взять, потому, что при большой скорости газ тащит глинистые и известковые частицы и сухую пыль, закупоривая поры вокруг скважины.

ТЕМП ПОНИЖЕНИЯ    ИНДЕКСА ПРОДУКТИВНОСТИ

Табл. 35 характеризует индекс продуктивности для данного мо­мента. В течение эксплоатации давление в пласте и дебит понижаются. Будет понижаться и индекс продуктивности. Чтобы проследить его понижение, составим для той же скважины, для которой дана табл. 35,. ещё одну таблицу. Предположим, что через продолжительное время эксплоатации давление в пласте понизилось на 50%. Давление в сква­жине, сполна закрытой, было 50 ати. Стало 25 ати. На столько же процентов понизится и дебит скважины, сполна открытой. Был 1 млн. м^*/сутки. Стал $00 тыс. м³/сутки. Индекс продуктивности для этого нового состояния скважины указан в табл. 37.

ТТаблица 37 Индекс продуктивности скважины после понижения давления в пласте на 50%

Дебит скважины,   сполна открытой,   500,000   м³/с\тки.   Давление   в   скважине., сполна закрытой, 25 ати  на  дне   скважины   против  пласта.  Скважина  ведет себя по кривой А фиг. 15. Режим газовый

 

Давление при   эксплуатации на дне скважины против пласта, атм	Давление  в   % от да­вления    в    скважине, сполна закрытой	Дебит в %  от  дебита скважины,  сполна от­крытой	Дебит, мъ/сутки	Разность между давле­нием в закрытой сква­жине и явлением эксплуатации в   % от давления   в   закрытой скважине	Разность между давлением в закрытой скважине и давлением при эксплуатации в атм	Индекс    продуктив] сти.   Дебит,   приходя­щийся на 1 am разно­сти   двух   давлений, м*/сутки
25 22,5 20 17,5 15 12,5 10 7,5 5 2,5 0	100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0	0 31 49 62 72 80 86 91 95,3 98 100	0 155000 245 000 310 000 360 000 400 000 430 000 455 000 476 000 490 000 500 000	0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100	0 2,5 5 7,5 10 12,5 15 17,5 20 22,5 2,5	0 62 000 49 000 41333 36 000 32 000 28 667 26 000 23 825 21778 20000

Сравнивая табл. 35 и 37, мы видим, что три величины

1)          давление в закрытой скважине,

2)          дебит открытой скважины и

3)          дебит при том или ином противодавлении,

понизились одинаково, а индекс продуктивности понизился не параллельно понижению указанных трёх величин. При разности давлений в 2,5 am он раньше был 80 000 л*³, а теперь стал 62 000 ж³, и т. д. При увеличении разности давлений темп понижения его делается всё меньше и меньше. В последней строчке обеих таблиц индекс продук­тивности оказался одинаковый. При 100% отбора он одинаков для скважины неистощённой и для той же скважины после истощения пласта на 50%. Получилось странное и неестественное положение» Причина заключается в том, что нефтяники дали неудачное понима­ние величине «индекс продуктивности», определив его как «размер суточной добычи на 1 am разности двух давлений: статического и динамического».

О РАЗМЕРНОСТИ   ИНДЕКСА ПРОДУКТИВНОСТИ

Индекс продуктивности, введённый нефтяниками, имеет размер­ность: м³ на 1 am разности двух давлений.

Мы предлагаем исчислять индекс продуктивности не на атмосферу разности давлений, а на каждые 10% снижения давления, и тогда всё станет ясно, нормально и естественно. Вместо 10% для более де­тального изучения можно, как единицу измерения индекса продуктив­ности, принять 5% снижения давления, или даже 1 %. Но мы думаем, что 10% есть величина более удобная, и она более близка кколичеству точек индикаторной кривой. Эти проценты вычисляются по отноше­нию к статическому давлению, т. е. к давлению в закрытой скважине, которое принимается за 100%. Предположим, что при эксплоатации давление составляет 90% давления в закрытой скважине. Значит,

Таблица 38

 

Разность   между  давле-	Индекс продуктивности. Добыча м3/сутки на каждые
нием в закрытой   сква-	10°/о разности	двух давлении
жине   и  давлением при
эксплуатации   в   °/0  от	Скважина    в    начальном	Та  же   скважина   после
давления    в    закрытой	периоде    эксплуатации.	длительной эксплуатации.
скважине	Давление в пласте 50 атм	Давление в пласте 25 атм
10	310 000	155 000
20	245 000	122 500
30	206 667	103 333
40	180 000	90 000
50	160 000	80 000
60	143 333	71667
70	130 000	65 000
80	119 125	59 562,5
90	108 889	54 444,4
100	100000	50 000

разность давлений равна 10% статического давления. Для неё и опре­деляем индекс продуктивности. Если размеры его мы будем опреде­лять куб. метрами в сутки, то для двух состояний рассматриваемой нами скважины мы получим следующие данные в табл. 38.

• Исчисленный таким образом индекс имеет более естественный и нор­мальный вид. 
• При истощении пласта он понижается параллельно понижению пластового давления. В рассматриваемой скважине пласто­вое давление после длительной эксплуатации понизилось в двое. 
• Также в два раза понизился и индекс продуктивности для каждого отдель­ного процента отбора. И всё-таки это нас не удовлетворяет. 
• Правильно определяемый индекс продуктивности при правильней эксплуатации не должен понижаться. 
• При правильной эксплуатации литология пласта не меняется. Мы предлагаем размеры индекса продуктив­ности исчислять не в куб. метрах, а в процентах от дебита сполна открытой скважины. Тогда вместо табл. 38 мы получим следующую табл. 39.

Таблица 39

Правильный индекс продуктивности

 

Разность между   давле­нием   в  закрытой сква­жине   и  давлением при эксплоатации   в   °/0  от давления    в    закрытой скважине	Индекс: продуктивности. Дебит на каждые 10% раз­ности   двух   давлений,   в   %   от   дебита   открытой скважины
	Скважина    в    начальном периоде эксплоатации» Да­вление в пласте 50 ати	То   же   скважина  после длительной эксплоатации. Давление в пласте 25 am и
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100	31 24,5 20,7 18 16 14,3 13 11,9 10,9 10	31 24,5 20,7 18 16 14,3 13 11,9 10,9 10

Для каждого отдельного размера проти­водавления индекс продуктивности в тече­ние жизни скважины при правильной эксплуатации не меняется. Но для разных противодавлений он различен. Выгоднее эксплуатировать скважину при малой разности двух давлений.

Итак, индекс продуктивности в течение жизни скважины и пласта для каждого отдельного противодавления или для каждого отдель­ного размера процента отбора есть величина постоянная. Если сква­жина эксплуатируется при одном и том же размере чик-ниппеля или орифайса, индекс продуктивности не меняется.

Если применяется прежняя размерность индекса продуктивности (м³1 сутки на 1 am разности двух давлений), то каждое испытание скважины через некоторые промежутки эксплоатации даёт всё новые и новые индексы продуктивности, и нет возможности сделать практи­ческие выводы. Если же применять предложенную нами размерность то, производя периодически испытания скважины, мы, при правиль­ной эксплуатации, всегда получаем одинаковые индексы продуктив­ности. Если же какое-нибудь испытание дало иные индексы, значит что-то неладно. Или процент отбора был слишком велик, и газ на­нес в поры пласта около скважины сухую пыль, или в пласте во­круг скважины осели кристаллы соли; или возникла подземная утечка газа; или на дне скважины начал образовываться обвал, постепенно закрывающий пласт; или возникло частичное раскрытие верхней-воды и т. д. Нужно исследовать скважину и принять соответствующие меры.

Мы думаем, что в нефтяном деле следовало бы принять предлагае­мую размерность индекса продуктивности.

УДЕЛЬНЫЙ ИНДЕКС ПРОДУКТИВНОСТИ

Проф. Юрен на стр. 85 и 86 вышеуказанной его книги говорит: «Разделив индекс продуктивности на число метров мощности пласта, мы получаем удельный индекс продуктивности. Он хорошо характеризует проницаемость пласта. Как известно, среднюю прони­цаемость пласта на основании анализов кернов определить очень трудно. Проницаемость пласта многократно меняется на коротких протяжениях как перпендикулярно к залеганию пласта, так и по простиранию. Инженеры Мур, Шилтьюис и Харст * предложили определять проницаемость пласта при помощи индекса продуктивности. Но так как на продуктивность скважины влияет также диаметр сква­жины, то и его надо ввести в формулу, и тогда мы получим уравнение:

*                                                                                       индексу продуктивности                               ,_Лпл

коэфициент проницаемости =------------------------------------ —-—-—------------------------------ н(47).

т                           г                                                             число метров мощности nriacraxD^{4    J}

Здесь D — коэфициент, зависящий от диаметра. Число метров мощ­ности пласта считается то, которое по пласту пробурено скважиной». Изложенное мнение мы находим неправильным. Индекс продук­тивности проф. Юрена есть число м³ суточной добычи, приходящееся на 1 am разности статического и динамического давлений. Мы видели, что этот индекс есть величина, сильно меняющаяся. Она меняется и для каждого данного момента в зависимости от размеров противо­давления. Она меняется и в течение эксплуатации скважины. Предпо­ложим, что мы сделали стандартное испытание скважины и получили 11 точек для индикаторной кривой. Это даст нам 11 разных индексов продуктивности. Предположим, что в течение 10 лет эксплуатации скважины мы ежегодно делаем новое испытание. Каждое испытание даст нам 11 новых индексов продуктивности, а всего ПО индексов. Какой же из этих индексов мы должны взять для определения удельного индекса продуктивности и для определения проницаемости? Выходит, что проницаемость пласта всё время меняется. Предложе­ние проф. Юрена привело к абсурду.

ИНДЕКС МАКСИМАЛЬНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ

Есть другая величина, которая проще и нагляднее характеризует проницаемость пласта, нежели меняющийся удельный индекс про­дуктивности. Это—дебит сполна открытой скважины. Он характери­зует и продуктивность и проницаемость.

Дебит сполна открытой скважины есть максимальный дебит, воз­можный для данной скважины при том давлении, которое имеется в пласте. Он есть функция этого давления и путей, по которым газ идёт в скважину. Если на одном и том же пласте, при одном и том же пластовом давлении, несколько скважин одинакового диаметра дали в открытом состоянии совершенно различные дебиты, значит у них пути газа к скважине различны или различна проницаемость. Эти пути или эту проницаемость при всех остальных одинаковых усло­виях дебит открытой скважины характеризует хорошо. 

Но если сравни­вать скважины разных пластов или разных месторождений или раз­ных площадей, имеющих различное пластовое давление, один дебит открытой скважины не будет достаточной характеристикой. Нужно учесть и давление. Для такого учёта можно просто разделить суточ­ный дебит открытой скважины, выраженный в M^z_r на число атмосфер давления, использованного для получения этого дебита. Полагалось бы разделить дебит на разность между давлением против середины пласта в сполна закрытой скважине и давлением на дне во время вы­текания газа из сполна открытой скважины. Но так как это последнее давление в сполна открытой скважине есть величина малая, для упрощения можно ею пренебречь и делить на давление у устья закры­той скважины, выраженное не в ата, а в ати, так как дебит дают только избыточные атмосферы, а одна оставшаяся в скважине абсо­лютная атмосфера дебита не даёт. Если мы такое упрощение будем применять ко всем скважинам, можно их сравнивать. Предлагаемый индекс назовём: «индекс максимальной продуктивности». Его обозна­чение будет:

О,

о

Здесь Р₃ — 1 есть давление, выраженное в ати, тогда как обычно Р&
выражается в ата.                                                                                                                                                                                          '

Этот индекс есть как раз индекс продуктивности, показанный в последней строчке табл. 35 и 37. Для каждого данного времени это не меняющийся индекс. Если скважина эксплуатируется рационально,, он может не изменяться и при дальнейшей эксплуатации, т. е. при понижении давления. Но очень часто этот индекс с течением времени меняется, так как меняются пути газа к скважине.

Индекс максимальной продуктивности не охватывает всю гамму дебитов данной скважины при разных противодавлениях. Он отно­сится только к минимальному противодавлению и  максимальному дебиту. Но для характеристики путей газа нам и нужен максимальный дебит. Важно знать «пропускаемость» пласта при максимальном дебите. Его можно назвать: «пропускная способность пласта» ана­логично пропускной способности газопровода или пропускной спо­собности железной дороги и т. п.

В табл. 40 приведён индекс максимальной продуктивности для различных скважин месторождения Монро.

В районе Монро первоначальное давление в пласте по всей газо­носной площади было одинаковое, а именно 76,3 qma, а дебиты скважин были весьма различны.

В общем, дебиты и индексы не так велики, как можно было бы ожидать по этому давлению и по типу месторождения. Причины не­высоких индексов будут разъяснены ниже.

Почему же в одном и том же месторождении, в одном и том же пласте, при одном и том же давлении, при одинаковой конструкции скважин и одинаковом диаметре дебиты скважин столь различны? Чтобы выяснить этот вопрос, обратимся к рассмотрению свойств пласта.