Page 247 - 4290

незначна, або коли значення цього параметра відносно мало
відрізняється. Розраховують її за формулою:

h  h  h   h n
1
3
2
h  , (9.3)
n

де h , h , h , ···,h n – значення нафтонасиченої товщини по
2
3
1
окремих свердловинах, м;
n - число свердловин, шт.
У процесі буріння більшої кількості свердловин і за
наявності тенденції до зміни нафтонасиченої товщини по площі,
для визначення середньої її величини будують карти ефективної

нафтонасиченої товщини. Під час розрахунку середньозваженої
нафтонасиченої товщини на одиницю площі покладу
використовують формулу:

h  f  h  f  h  f   h n f  n
3
1
2
2
3
1
h  , (9.4)
f  f  f   f n
2
1
3

де f , f , f , ···, f – площі окремих ділянок пласта, обмежені
2
n
1
3
2
сусідніми ізопахітами, м ;
h , h , h , ···, h – середні значення ізопахіт, які відповідають
n
2
3
1
вказаним ділянкам і визначаються як середні величини між
двома сусідніми ізопахітами, м.
Для вивчення середнього значення нафтонасиченої
товщини неоднорідних пластів (часте чергування літологічних
різновидів по площі і розрізу) використовують карти розпов-
сюдження колекторів. Потім за допомогою різних способів
інтерполяції виявляють границі розповсюдження колекторів.
Найбільш відомі три основні способи інтерполяції під час
побудови карт колекторів:
а) лінійна (на нуль), тобто на нульову ефективну товщину
пласта, яку розкрила свердловина;

б) нелінійна – на середину відстані між свердловинами, із
яких одна розкрила пласт-колектор нульової товщини;
в) із врахуванням закономірностей зміни ефективної
товщини і літології пласта.

239