Page 28 - 6255

нафтоносності проводять тричі для визначення середньої величини, якщо
різниця між вимірами не перевищує 3%.
При оцінці перспективних ресурсів нафти за допомогою ЕОМ площа
нафтоносності підраховується за спеціальною програмою Resnaf1.
Ефективну нафтонасичену товщину (h еф.н ) визначаємо як середню
арифметичну величину з величин ефективних нафтонасичених товщин
сусідніх розвіданих родовищ нафти за формулою:

де h еф.н(1) , h еф.н(2) ,…h еф.н(n) – ефективна нафтонасичена товщина
продуктивного пласта в окремих розвіданих родовищах даної структурно-
фаціальної зони, м;
n – число розвіданих родовищ.
Величину коефіцієнта відкритої пористості (К ) визначаємо як
п
середню арифметичну величину з величин коефіцієнтів відкритої
пористості колектора продуктивного пласта в окремих розвіданих
родовищах даної структурно-фаціальної зони за формулою:

де К п(1) , К п(2) ,…К п(n) – коефіцієнт відкритої пористості колектора
продуктивного пласта в окремих розвіданих родовищах даної структурно-
фаціальної зони, частка одиниці;
n – число розвіданих родовищ.

Величину коефіцієнта нафтонасиченості (К ) колектора
н
продуктивного пласта визначаємо як середню арифметичну величину з
величин коефіцієнтів нафтонасиченості колектора продуктивного пласта в
окремих розвіданих родовищах даної структурно-фаціальної зони за
формулою:

де К н(1) , К н(2) ,…К н(n) – коефіцієнт нафтонасиченості колектора
продуктивного пласта в окремих розвіданих родовищах даної структурно-
фаціальної зони, частка одиниці;
n – число розвіданих родовищ.
В таблиці вихідних даних відкрита пористість приведена в
процентах, тому її необхідно розділити на 100, щоб отримати коефіцієнт
відкритої пористості в частках одиниці.
Перерахунковий коефіцієнт (θ), який враховує усадку нафти на
поверхні після її дегазації (частка одиниці) визначаємо як середньо

28