Page 83 - 6254

кількома способами залежно від умов залягання нафти і газу в розвіданих
покладах, розташованих в одній з перспективними площами структурно-
фаціальній зоні. При цьому способи визначення можливих нафто(газо)носних
площ мають узгоджуватися зі способами обґрунтування ефективних
нафтогазонасичених товщин пласта.
Можливу площу нафтогазоносності можна визначити двома способами: а)
по карті зміни флюїдоконтактів; б) за коефіцієнтом заповнення пастки.
Перший спосіб застосовують, якщо:
• перспективна структура підготовлена сейсмічними методами на рівні
продуктивного пласта (горизонту);
• нафтогазоносний пласт на сусідніх покладах структурно-фаціальної зони
не зазнає виклинювання або літолого-фаціального заміщення на всю товщину;
• у межах структурно-фаціальної зони встановлена закономірна зміна
позначок ВНК (ГВК, ГНК) у якому-небудь напрямку.
За дотримання цих умов складається карта зміни контактів, на якій у точці,
що відповідає найвищій позначці структури, інтерполяцією визначають
позначку ВНК (ГВК). За цією позначкою на структурній карті відбивного
сейсмогоризонту проводять зовнішній контур нафто(газо)носності, що обмежує
передбачувану площу покладу.
Середня ефективна нафто(газо)насичена товщина передбачуваного по-
кладу за тих самих умов залежить також від типу покладу.
Якщо перспективна структура розташована між розвіданими покладами
пластового типу, то середнє значення параметра визначають інтерполяцією між
середніми значеннями ефективної нафто(газо)насиченої товщини цих покладів.
Якщо перспективна структура розташована за межами розвіданих ділянок
структурно-фаціальної зони, її середню нафто(газо)насичену товщину знаходять
екстраполяцією середніх значень товщин розвіданих покладів.
Для покладів масивного типу середню ефективну нафто(газо)насичену

товщину пласта ℎ п. (г.)еф слід визначати з урахуванням співвідношення

R=ℎ п. (г.)еф/F покл (4.41)

для сусідніх покладів структурно-фаціальної зони. Величину R для
перспективної структури встановлюють інтерполяцією, якщо ця структура
розташована між розвіданими покладами, і екстраполяцією, якщо вона
розташована за межами розвіданих покладів, але в тій самій
структурно-фаціальній зоні. Середня ефективна нафто(газо)насичена товщина
масивного покладу передбачуваної перспективної структури дорівнюватиме

(ℎ п. (г.)еф/F покл)F перс, де відношення у дужках визначається інтерполяцією або
екстраполяцією. Площа F перс – величина, вже відома як очікувана
нафтогазоносна площа перспективної структури.
Необхідність застосування коефіцієнта заповнення пасток була вста-
новлена з метою виключення можливості завищення ресурсів.
Визначення передбачуваної площі перспективної структури за допомогою
коефіцієнта заповнення пасток доцільно, якщо:

79