Page 63 - 6254

найбільш відповідних їй за особливостями геологічної будови й умовами
нафтогазонагромадження і всі параметри вимірюють лише в межах ділянки.
Серед цієї групи виділяють такі способи оцінки прогнозних ресурсів,
особливості кожного з яких відбиті в їхніх назвах: а) питомих щільностей
запасів на одиницю площі; б) питомих щільностей запасів на одиницю об’єму; в)
величини запасів, що припадають на усереднену структуру; г)
структурно-ймовірнісний.
Суть застосування зазначених геологічних способів методу аналогій по-
лягає у порівнянні розрахункової ділянки з набором наявних еталонів за
сукупністю критеріїв нафтогазонагромадження і виявленні того еталона
(еталонів), до якого (яких) розрахункова ділянка найбільше подібна. Серед
численних можливих нафтогазогеологічних критеріїв порівняння особливу
увагу звертають на ті, які впливають на щільність запасів ВВ і які можна
виміряти кількісно як на еталонних, так і на розрахункових ділянках. Звичайно
до таких критеріїв зараховують акумуляційні і частково консерваційні
характеристики досліджуваних товщ: загальну товщину оцінюваного комплексу
і частку порід-колекторів у його розрізі; ємнісні властивості порід; питому
щільність пасток; розвиток непроникних покришок тощо.
Повна аналогія двох порівняльних ділянок спостерігається вкрай рідко.
Тому в геологічних способах методу аналогій застосовують поправкові ко-
ефіцієнти, які враховують зміну основних інформативних параметрів
нафтогазонагромадження на розрахунковій ділянці порівняно з еталонною. За-
лежно від конкретної геологічної ситуації набір потрібних поправкових
коефіцієнтів у різних районах виявляється різним. Поправка на зміну
якого-небудь параметра визначається як відношення його значень на
розрахунковій і еталонній ділянках. Комплексний або зведений коефіцієнт ана-
логії (К ан) між ними являє собою добуток усіх поправкових коефіцієнтів та
інформативних параметрів. Усі інші характеристики нафтогазонагромадження
на еталонній і розрахунковій ділянках вважаються подібними, а зведений
коефіцієнт аналогії за цими характеристиками визнається рівним одиниці.
Основна розрахункова формула будь-якого геологічного способу в методі
аналогій має вигляд

р С ∙А ∙К р А ∙К р х ∙х Кх пр
р
р
р
р р
= = = = К , (4.3)
е С ∙А ∙К е А ∙К е х ∙х Кх пе ан
е
е е
е
е

де ρ – щільність запасів; С=тGМ – питомий обсяг мігрантоспроможних
ВВ; х 1 - змінні параметри (нафтогазонасичена товщина, відкрита пористість
тощо), за якими вираховують поправкові коефіцієнти; індекси е та ρ – відповідно
еталонна і розрахункова ділянки.
Ця формула безпосередньо випливає із загальної моделі, в якій добуток
тGМ=С беруть постійним для всієї області прогнозу (С р=С е) і скорочують;
мінливі в області прогнозу акумуляційний і консерваційний потенціали (А і К) є
добутками інших параметрів, що визначають ці характеристики.

59