Page 6 - 6676

3 3 3
- газовий фактор Г ф, м /м або м /т;
3
3
3
- конденсатний фактор К ф, см /м або г/м ;
- рівень рідини у свердловині:
динамічний Н д, м;

статичний Н ст, м.
Використовуючи одержану інформацію, визначають:

3
- коефіцієнт продуктивності η, м /д∙МПа або т/д∙МПа;
3 3 2
- газогідропровідність пластів , м /сП (м /сП=0,98 мкм ∙см/мПа∙с);

2
- п’єзопровідність пластів , м /с;
2
- проникність пластів К, мкм ;
- скін-ефект S.

За результатами лабораторних досліджень глибинних чи

рекомбінованих проб нафтогазової суміші визначають її параметри для

пластових умов:

- тиск насичення нафти р н, МПа;

3
3
- густина нафти  н, г/см або кг/м ;
3
- густина газу  г, кг/м ;

- динамічна в’язкість нафти  н, мПа∙с;
3 3 3
- газовміст нафти Г н, м /м або м /т;
3
3
3
- коефіцієнт розчинності газу в нафті α, м /м ∙МПа абом /т∙МПа;
- об’ємний коефіцієнт нафти λ н (відношення об’єму нафти у пластових

умовах до об’єму цієї ж кількості нафти у поверхневих умовах після

виділення газу);
-1
- коефіцієнт стисливості нафти β н, МПа ;

- коефіцієнт стисливості пор β п за ефективним тиском р еф з графічної

залежності β п = f (р еф), формул регресії або табульованих даних, наведених у

[2];

- коефіцієнт температурного розширення нафти у пластових умовах η т,

-1
°С (збільшення одиниці об’єму нафти з підвищенням температури на 1 °С);

6