кольматации в песчаных грунтах составляет 10—20 см, то для приповерхно- стных пластов время йи Может измеряться минутами, а иногда даже десятками минут. Для трещиноватых пород, где величина г, измеряется, как правило, метрами, время ё ИМеет тот же порядок. При этом на графике откачки (восстановления) выделяются два сопряга- ющихся прямолинейных участка, первый из которых характеризуется уклоном, отвечающим проводимости Т,, а второй — проводимости пласта Г. Очень часто может оказаться, что изменения уровня в скважине, отвечающие второму участку, не удовлетворяют прямолинейной аппроксимации формулы Тейса — ввиду влияния гетерогенности пласта, истории откачки и других осложняющих факторов. Например, период # < м Может перекрывать характерное время упругого режима фильтрации для безнапорных систем или время выхода на ложностабилизированный режим в гетерогенных пластах. С другой стороны, при значительной кольматации прифильтровой зоны диапазон изменений уров- ней на заключительных этапах откачки может составлять иногда лишь малую долю от абсолютной величины понижения, так что опытный график строится с малой надежностью. Это в особенности касается графиков восстановления, для начальных участков которых обычно характерны высокие скорости изме- нения уровней в скважине. Следует подчеркнуть, что многие из упомянутых здесь факторов, снижающих надеж- ность одиночных экспериментов, имеют существенное значение при гидрогеологических исследованиях и не проявляются или же проявляются в гораздо меньшей степени при опро- бованиях нефтяных скважин. Для того чтобы понять специфику их, достаточно уномянуть доминирующую роль упругого режима с относительно большими скоростями протекания фильтрационных процессов, обусловленными высокой пьевопроводностью (малой сжима- емостью) пород, а также значительные исходные наноры и большие их изменения при опы- тах, Кроме того, нужно учитывать: сравнительно малое влияние на кривые восстановления истории откачки или самоизлива из-за их продолжительности, бблъшую относительную точность контрольно-измерительной вппаратуры, сравнительно длительную работу сква- жин до опыта в устойчивом режнме самойзлива. Все это, остественно, требуст разумной осторожности при перенесении богатого опыта одиночного опробования нефтяных скважин в тидрогеологические исследования. При опытных нагнетаниях, особенно в скважины, вскрывающие толщи раздельнозернистых пород, влияние «скин-эффекта» обычно является определя- ющим — В связи © дополнительной кольматацией по ходу эксперимента. При малой водопроводимости пласта значение участка графика, искажен- ного «скин-эффектом», относительно невелико. Однако в этом случае необходимо очень внимательно учитывать роль емкости самой скважины. Влияние реже встречаемого на практике отрицательного «скин-эффекта» (декольматация или кавернообразование в прифильтровых зонах скважин) на оценки водопроводимости оказывается обычно менее существенным. Полу- чаемые при этом индикаторные графики, как правило, позволяют достаточно надежно выделить представительный участок. На рис. 74 даны результаты кустовой откачки из напорного водоносного горизо нта представленного хорошо выдержанными прослоями мелкозернистого песка. Центральная и паблюдательные скважины куста сооружались вращательным бурением,с использованием глинистого раствора. Перед откачкой всо скважины были хорошо промыты и разглинизи- рованы. Как показала кустовая откачка, вблизи центральной сйважины отмечалась довольно значительная докольматация (величина © оказалась равной — {1,4). Из рис. 74 видно, что наклон графика ©5 — !р { но центральной скважине соответствуст наклону аналогичных прямых по-наблюдательным скважинам, что говорит о допустимости (в данных условиях) оценки параметров водопроводимости но цевтральной скважине. Вместо с тем, дополнитель- ные фильтрационные деформации выпоса в процессе откачки . могут накладывать существей- ные ограничения на возможности использования приведенных ранее решений: уменьшелие 242