и газовых скважин (1961) и в ряде других руководств [Зерчанинов, 1962
и др.].
По данным наблюдений за восстановлением уровня строят в полу-
логарифмических координатах (АН и 1@ ) кривую зависимости прираще-
ния уровня от времени (рис. П1-1). Определив по этой кривой тангенс
угла наклона # касательной прямой 2 и отревок А, отсекаемый этой пря-
мой на оси ординат, можно рассчитать;
а) коэффициент гидропроводности пласта в районе исследуемой сква-
жины по формуле
НОЗОо 
(Ш-Б-2)
у
АМ 
оНоЕе @ — дебит скважины при по-
стоянном — динамическом
уровне, м/сутки;
у — удельный вес воды, Г/см;
# — безразмерная 
— величина,
определяемая по резуль-
татам обработки кривой
восстановления — уровня;
е — коэффициент — гидропро-
7 
7 
3 Ч 
водности — пласта, 
дар-
4% 
ч% 
сиспа . м;
_ 
No 
© 
&
-
Рис. 111-7. 
Кривая восстановления уров-
ня воды в скважине в полулогарифмиче- 
6) проницаемость пласта по
ской сетке координат. 
формуле
В 
(11-Б-3)
где р — вязкость воды, 
спа;
й — мощность пласта, м;
& — коэффициент проницаемости, дарси;
в) коэффициент пьезопроводности по формуле
е
@— вжеЕВа) › 
ва
тде 
а — коэффициент пьезопроводности, см“/сек при #, сек.
п — пористость;
Вжи Ва — коэффициенты `сжимаемости, соответственно, 
Жидкости и по-
роды, 1/ат определяются в лабораторных условиях.
т) приведенный радиус скважины, учитывающий ее несовершенство,
по формуле
2,25
т„=1/ 
сНЕ 
(Ш-Б-5)
10 е
тде А — некоторая величина, 
определяемая по результатам обработки
кривой восстановления уровня (см. выше);
то — приведенный радиус скважины, см;
д) 
так 
называемый 
«стометровый» 
коэффициент 
продуктивности
скважины по формуле
23,6
Кио — о-)' 
(1Ш-Б-6)
тде К оо — стометровый коэффициент продуктивности скважины, м3/сутки.
Расчет параметров пласта по рассмотренным выше формулам произ-
водится на основе данных, полученных при неустановившемся режиме
52