Обґрунтування площі нафтоносності

Вказати, що визначає площу нафтоносності (на підрахунковому плані). Обґрунтування гіпсометричного положення контакту, його характер. Положення контурів на підрахунковому плані.

Графічний додаток, який використовується при вимірюванні площі за допомогою планіметра або палетки. Методика визначення площі нафтоносності.

Дані вимірювань зводяться в таблицю

Таблиця 2

Примітка: для частин покладу з записами різних категорій площі нафтоносності визначаються окремо, а також в цілому для покладу.

Обґрунтування нафтонасиченої ефективної товщини

При підрахунку запасів використовується середньозважена ефективна нафтонасичена товщина, яка визначається при планіметруванні карти ефективних нафтонасичених товщин. В текстовій частині дається методика визначення нафтонасиченої товщини пласта:

1. Які нафтонасичені товщини характеризують об’єкт підрахунку та їх зміну по площі покладу.

2. Методи визначення нафтонасичених товщин у свердловинах.

3. Значення ефективних нафтонасичених товщин по свердловинах зводяться в таблицю.

Таблиця 3

Середнє значення товщини покладу (об’єкту підрахунку) можна визначити двома шляхами:

1. Як середньоарифметична величина за формулою (для приблизного підрахунку):

, (1) де

h₁, h₂,… h_n – нафтонасичена товщина пласта в кожній свердловині;

n – кількість свердловин.

Інструкція ДКЗ вимагає визначати середнє значення товщини об’єкту підрахунку як середньозважене. Ця величина являється більш точною. Для визначення середнього значення товщини як середньозваженого потрібно побудувати карту ефективних нафтонасичених товщин.

2. Середньозважена нафтонасичена товщина визначається по формулі:

, (2) де

- середньозважена нафтонасичена товщина, м;

- середнє значення товщини між двома сусідніми ізопахіта­ми, м;

- площа між двома сусідніми ізопахітами, м²;

- об’єм елементарної площадки, м³;

- площа покладу (категорії), тис.м²;

- об’єм покладу (категорії), тис.м³.

Результати розрахунків зводяться в таблицю

Таблиця 4

Категорія запасів	№ підрахункового поля	Значення граничних ізопахіт	Показники планіметра або палетки	Різниця показників планіметра	Середнє значення	Стала планіметра, тис.м2	Площа між граничними ізопахітами, тис.м2	Середнє значення товщини між граничними ізопахітами, м	Об’єм порід між граничними ізопахітами, тис.м3

6Підставляючи значення у формулу (2), визначаємо середньозважене значення нафтонасиченої товщини для кожної категорії.

Обґрунтування коефіцієнту пористості

Пористість кількісно характеризує ємнісні властивості колектора.

Розрізняють два види пористості: повну і відкриту. Повна пористість включає в себе пори всіх розмірів: надкапілярні, капілярні і субкапілярні. Але порода-колектор поряд з ємкісними повинна мати і фільтраційні властивості, які характерні для надкапілярних і капілярних пустот. Тому при підрахунку запасів нафти і газу використовують відкриту пористість.

Методику обґрунтування середньої величини коефіцієнту пористості з метою введення її в формулу підрахунку, викласти в такому плані:

1. Які значення відкритої пористості характеризують об’єкт підрахунку і якими методами вивчались; чи достатньо вивчена зміна даного параметру по площі покладу.

2. Дані значень пористості звести в таблицю.

Таблиця 5

Середнє значення пористості по покладу (об’єкту) можна отримати різними шляхами:

1. Як середнє значення із всіх значень пористості по покладу
(об’єкту) за формулою:

, (3) де

- величина пористості кожного значення;

- кількість значень.

2. Як середнє значення із середніх величин по свердловинах.

, (4) де

- середнє значення пористості по свердловинах;

- кількість свердловин.

3. Як середньозважене по площі значення за формулою:

, (5) де

m_i - середнє значення пористості між сусідніми ізопорами;

f_i - площа між двома сусідніми ізопорами, тис.м².

Для визначення середнього значення пористості даним способом потрібно мати карту ізопор. Оскільки в задачу курсового проекту не входить побудова карт ізопор, то середнє значення пористості визначаємо як середньоарифметичне за формулою (4).

Примітка: В дипломному проекті за бажанням дипломника може складатися карта ізопор і середнє значення пористості визначається як середньозважене за формулою (5).