Page 118 - 6189

n   1
h
 нні (7.35)
i 1
р нні  k   1
h
 кнj
j 1

m   1
h
 вні
р вні  k i   1 (7.36)
  1
h
 кнj
j 1

де р нві, р нні  середні ймовірності нафтоносності вище і нижче
підошви і-гo нафтоносного пласта z пні (припущеного ВНК);
р вві, р вні  середні ймовірності водоносності вище і нижче
пласта z пні; h нві i h пні  товщини нафтоносних пластів вище і
нижче пласта z пні; h вві i h вні  товщини водоносних пластів
вище і нижче пласта z пні; n  кількість нафтоносних пластів; m
 кількість водоносних пластів; i  номер водоносного
пласта; m  номер першого (вище z пні) водоносного пласта;
h квj, h кнj  товщини пластів-колекторів вище і нижче z пні; j 
номер пласта-колектора; k  кількість пластів-колекторів; k 
номер першого (вище z пні) пласта-колектора.
Очевидно, що при правильній оцінці нафтогазоносності
колекторів (див.рис. 7.7,а) для нафтового покладу справедливі
рівняння:

р нві = р вні = 1; р нві р вні = 1. (7.37)

Для водоносної частини родовища можна очікувати
виконання умов:

р нні = р вві = 0; р нні р вв = 0. (7.38)

Величини р нві=1 і р вві=0 як би характеризують ймовірність
того, що вище підошви z пні всі пласти нафтогазоносні, a р вні=1
і р нні=0  ймовірність того, що нижче z пні всі пласти водоносні.
117