Page 85 - 6254

ℎ н(г.)еф.перс = ℎ н(г.)еф.і / покл.і перс , (4.45)
і

де ℎ н(г.)еф.і – середні ефективні нафто(газо)насичені товщини
продуктивного пласта розвіданих покладів; покл.і – нафто(газо)носні площі тих
самих покладів; F nepc – очікувана нафтогазоносна площа перспективної структу-
ри, визначена за формулою 4.43.

Принципи визначення інших параметрів підрахунку
Коефіцієнти відкритої пористості (К п), нафтогазонасиченості (К н), густину
нафти (ρ н) і перерахунковий коефіцієнт (θ) для підрахунку перспективних
ресурсів нафти, а також газонасиченість і початковий пластовий тиск для оцінки
перспективних ресурсів вільного газу встановлюють відповідно до регіональної
зміни середніх значень цих параметрів по виявлених покладах. Для цього
доцільно складати карти зміни зазначених параметрів у межах
структурно-фаціальних зон. Залежно від розташування перспективних структур
щодо виявлених покладів середні значення параметрів установлюють на основі
інтерполяції або екстраполяції. Термічний і баричний коефіцієнти для
визначення об'єму вільного газу розраховують на основі карт ізотерм та ізобар,
що складаються за даними виявлених покладів.
Вміст стабільного конденсату в складі вільного газу встановлюють ви-
ходячи із середнього потенційного вмісту С 5+ у складі пластового газу покладів,
розташованих поблизу перспективної структури, або на основі закономірностей
зміни цього параметра. Початковий газовміст для підрахунку ресурсів
розчиненого у нафті газу визначають або як середнє значення цього параметра
на сусідніх покладах, або інтерполяцією. Коефіцієнт вилучення нафти можна
знайти за аналогією з цим коефіцієнтом прилеглих покладів, розміри запасів
яких сумірні з розмірами ресурсів перспективної структури.
Визначення перспективних ресурсів категорії С 3 на перспективних площах
з передбачуваними нафтогазовими або газонафтовими покладами у
продуктивному пласті є складнішим, ніж у випадку однофазних покладів.
Складність зумовлена потребою взаємного ув'язування можливих
нафтонасичених і газонасичених товщин і ефективних товщин у нафтовій і
газовій частинах покладу, чого часом досягти неможливо, особливо для
пластових склепінних покладів з нафтовою облямівкою. Тому підрахунок
перспективних ресурсів двофазних покладів доцільніше здійснювати
безпосередньо через об'єми колекторів нафтонасиченої і газонасиченої частин
покладу.
Найпростішими й водночас досить достовірними є такі схеми.
На виявлених покладах досліджуваного продуктивного пласта, розта-
шованих в одній структурно-фаціальній зоні з перспективними структурами,
визначають окремо нафтонасичені об'єми колекторів із запасами категорій
А+В+С 1+С 2. Якщо перспективні структури розташовані між виявленими
покладами і глибоким бурінням порожні структури не виявлені, то для кожного

81