Page 26 - 6255

3
ρ – густина нафти га поверхні при стандартних умовах, кг/м або
н
3
т/м .
Для нафти очікувані видобувні перспективні ресурси Q н.в.рес згідно з
початковою ГЕО-3 й матеріалами техніко-економічних міркувань (ТЕМ)
про доцільність пошукових робіт визначають за формулою:
η ,
Q н.в.рес =Q н.з.рес н

де η - коефіцієнт вилучення нафти.
н
Параметри, які входять до формули оцінки перспективних ресурсів
нафти як загальних, так і можливих видобувних (балансових), визначають
під час прогнозування.
Для встановлення перспективної площі покладу F персп застосовують
структурні побудови, виконані на перспективній нафтогазоносній ділянці
по кожному ймовірно продуктивному пласту. У разі збігу структурних
пластів відбиваючого сейсмічного (маркуючого) горизонту і
перспективного нафтогазоносного пласта в межах досліджуваної
структурно-фаціальної зони використовують структурні карти по
відбиваючому сейсмічному (маркуючому) горизонту, складені за даними
сейсморозвідки, структурного буріння або комплексу цих компонентів.
Якщо встановлено закономірне не збігання цих структурних пластів
(планова або амплітудна невідповідність), то попередньо виконують
уточнюючі структури побудови.
Площа нафтоносності (F персп ), яка, в основному, і визначає
достовірність оцінки ресурсів залежить від положення УВНК, а також від
поширення порід-колекторів у межах можливої площі пастки. Через
виклинювання продуктивного пласта (горизонту) або літолого-фаціального

заміщення колектора на всю його товщину площа перспективного покладу
зменшується. Вплив цих чинників на можливу величину перспективної
площі нафтоносності покладу можна враховувати кількома способами,
залежно від умов залягання виявлених покладів нафти в спільній з
перспективними площами структурно-фаціальній зоні.
Коефіцієнт відкритої пористості (К ), нафтогазонасиченості (К ),
п
н
перерахунковий (θ), густину нафти (η ) для оцінки перспективних ресурсів
н
нафти обирають відповідно до регіональної зміни середніх значень цих
параметрів по вже виявлених покладах.
Для цього складають карти їх зміни у межах структурно-фаціальної
зони. Залежно від розміщення перспективної структури відносно вже
виявлених покладів середнє значення параметрів встановлюють
екстраполяцією або інтерполяцією.
Початковий газовміст для оцінки ресурсів розчиненого в нафті газу
приймають за аналогією з сусіднім розвіданим покладом в ідентичних
геологічних умовах або як середнє значення цього параметра в сусідніх
покладах або інтерполяцією.

26