Page 40 - 4574

де Н с – абсолютна позначка першої склепінної ізогіпси,
м.
в) визначити очікувану висоту покладу в межах
досліджуваної пастки за формулою
h покл. h паст . К зп. , (6.7)
де К зп. – коефіцієнт заповнення пастки; визначається як
середнє значення по сусідніх родовищах (регіону) і може бути
обчислений із виразу
рег.
h покл .
K зп. рег . , (6.8)
h паст.
рег .
де h покл. – середнє значення висоти покладу по сусідніх
рег .
родовищах регіону; h паст. – середнє значення висоти
пастки по сусідніх родовищах регіону.
г) розрахувати положення контуру нафто- або
газоносності Н ВНК (ГВК) за формулою
Н ВНК (ГВК)=Н min – h покл (6.9)
і нанести його на структурну карту шляхом інтерполяції.
5.2. Визначити площу нафтоносності продуктивного
горизонту шляхом використання ЕОМ, планіметра або
спеціальної палетки.
5.3. Визначити значення всіх інших підрахункових
параметрів, застосовуючи при цьому метод аналогій і основні
характеристики нафтових і газових покладів в регіоні,
наведені в таблиці. При цьому пластовий тиск Р пл в газовому
покладі визначається із співвідношення
Р Ка Р
пл гідр. , (6.10)
де Ка – коефіцієнт аномальності пластового тиску; Р гідр. –
гідростатичний тиск (Па), який визначається за формулою
Р g h
гідр. в сер. , (6.11)
2
3
де  в – густина пластової води, кг/м ; g=9,8 м/с – прискорення
вільного падіння; h сер. – середня глибина залягання покладу
(м), визначається з рівняння
h сер.=А+H сер., (6.12)
де А – абсолютна позначка рельєфу, м; Н сер.– абсолютна
позначка серединної частини газового покладу (знімається з
структурної карти), м.

40