4.3 Обґрунтування підрахункових параметрів

4.3.1 Площа нафтогазоносності

Для визначення площі нафто- або газоносності ( ) необхідно мати дані відбивки водонафтового, газонафтового або газоводяного контакту (ВНК, ГНК або ГВК ) в пробурених свердловинах, а також границі літологічних екранів. ВНК , ГНК або ГВК встановлюються комплексно : за даними вивчення керну, даних промислово-геофізичних досліджень, результатів випробовування і експлуатації свердловин. Положення ВНК, ГНК або ГВК супроводжується схемою відбиття положення контактів.

Площа нафто- або газоносності визначається на підрахункових планах , які складаються на оснсві структурної карти покрівлі (або підошві) продуктивного пласта , з нанесенням на неї контурів нафтоносності або газоносності (зовнішнього і внутрішнього ) і границь категорій запасів. Площу визначають за допомогою ЕОМ для кожної категорії запасів по зовнішньому контуру ( для спрощення визначення цього параметру).

4.3.2 Середня ефективна нафтонасичеа товщина

Визначення цього параметру ведеться на основі комплексу промислово-геофізичних досліджень з врахуванням результатів випробування свердловин і даних керну. При визначенні нафтогазонасиченої товщини в окремих свердловинах необхідно виключити з загальної товщини пласта пропластки глин і аргілітів, також пропластки - пористість і проникність яких нижче кондиційних значень.

Середня величина даного параметру може бути визначена, як середньоарефметична або середньозважена величина по площі за слідуючими формулами:

а) середньоарифметична величина

, (4.4)

де - ефективна нафто - або

газонасичена товщина пласта в

окремих свердловинах , м;

- кількість свердловин ;

б) середньозважена величина по площі

, (4.5)

де - середня ефективна нафто- або

газонасичена товщина пласта на

ділянках карти ефективної нафто -

або газонасиченої товщини,

обмеженої двома сусідніми

ізопахітами , м;

- площі відповідних ділянок між

двох сусідніх ізопахіт, м² ;

Величина параметру визначається окремо для кожної категорії запасів.

4.3.3 Середній коефіцієнт відкритої пористості

Визначення коефіцієнта відкритої пористості пласта в окремих свердловинах ведеться на основі даних відбору керну , або по даних промислово-геофізичних досліджень при недостатній кількості взірців керну. При цьому із загальної кількості взірців вилучаються ті , які за результатами лабораторних досліджень мають величину даного параметру нижчу кондиційного значення.

Середній коефіцієнт відкритої пористості пласта в окремих свердловинах може бути визначений, як середньоарифметична, або як середньозважена по товщі пласта величина за формулами:

а) середньоарифметичне значення

, (4.6)

де, - коефіцієнт відкритої пористості

окремих взірців керну;

- кількість досліджених взірців керну.

б) середньозважене значення по товщині

, (4.7)

де, - товщина окремих пропластків, м;

- середнє значення коефіцієнта

відкритої пористості виділених пропластків.

Середньоарифметична величина визначається, коли пласт однорідний, і значення величин даного параметру по товщині пласта мало відрізняється між собою. Середньозважене значення по товщині пласта визначається, коли пласт неоднорідний і представлений декількома пропластками з різними величинами даного параметру. Середній коефіцієнт відкритої пористості продуктивного пласта в цілому по покладу нафти або газу може бути визначений як середньоарифметична величина або як середньозважена величина по площі на основі побудованої карти пористості. Формули для визначення цих величин аналогічні формулам визначення середньої величини товщини пласта - або . Для цього замість параметра підставляється значення .