івлі колекторів відповідних пластів. Структурні карти по покрівлі колекторів складені в масштабі 1:25000, виходячи з відміток покрівлі верхнього і підошви нижнього проникних прошарків продуктивних пластів. p align="justify"> При структурних побудовах враховуються всі свердловини, які значаться на балансі родовища, а також можуть залучатися свердловини, розташовані за межами кордонів ліцензійної ділянки і значаться на сусідніх родовищах. Межі поклади в приконтурних свердловинах проводяться з урахуванням характеру насичення конкретно по кожній свердловині. p align="justify"> Достовірність визначення площ нафтоносності для покладів визначається, перш за все, достовірністю структурних карт по покрівлі (підошві) колекторів, а для покладів з литологическим екраном - від достовірності цього екрану.
Зовнішні та внутрішні контури нафтоносності проводяться на структурних картах відповідно по покрівлі і підошві колекторів, виходячи з прийнятих при підрахунку запасів положень ВНК по найближчих свердловинах.
Заміри площ проводяться окремо по зонам (нафтова, водонефтяная), по ділянках із запасами різних категорій (С1, C2), з урахуванням карти водоохоронних зон.
1.1.2 Середні нефтенасищенной товщини
Виділення ефективних і нефтенасищенних товщин продуктивних пластів проводиться з використанням усього комплексу геолого-геофізичної інформації, проведеного для кожної свердловини на окремому планшеті з ув'язкою по глибинах в масштабі 1:200. Там же, крім діаграм ГІС, наводяться результати випробування свердловин, винесений керн, згідно з описом, і середні значення відкритої пористості за даними лабораторного дослідження керна. Після нанесення керна та первинному опису проводиться ув'язка його з каротажними діаграмами з метою визначення його справжнього стану в розрізі. В якості кількісних критеріїв поділу порід на колектори і неколлекторов використовуються критичні (граничні) величини фільтраційно-ємнісних властивостей. p align="justify"> При ув'язці керна з каротажем враховуються й інші лабораторні визначення, виконані на зразках керна: залишкова водонасиченість, карбонатність і гранулометричний склад. Всі визначення фізичних властивостей, зроблені на зразку керна, що характеризують проникні різниці і ввійшли у виділені інтервали колекторів, використовуються при оцінці середніх значень параметрів продуктивних пластів. Відбиття кордонів проникних прошарків виробляється на геолого-геофізичних розрізах з точністю В± 0,2 м. Відповідно до цього виділяються всі проникні прослои товщиною 0,4 м і більше. p align="justify"> Віднесення виділених ефективних товщин до нефтенасищенних проводиться з урахуванням всіх наявних даних, насамперед кількісної інтерпретації ГІС і випробування. У випадках, коли встановлення характеру насичення за цими даними було неможливо через малої товщини, нефтенасищенних вважалися проникні прослои, що залягають вище ВНК, прийнятого по даному об'єкту. p align="justify"> За результатами визначення сумарної товщини в свердловинах по кожному подсчетних об'єкту будуються карти ефективних нефтенасищенних товщин з перетином ізопахіт найчастіше через 1 м, 2 м або 4 м.
1.1.3 Коефіцієнт відкритої пористості
Відкрита пористість порід визначається двома способами: прямим, безпосередньо на зразках керна в лабораторіях, і методами промислово-геофізичних досліджень. Далі виробляється кількісний і якісний аналіз ступеня охарактеризування продуктивної частини пластів визначеннями пористості по керну та ГІС. p align="justify"> Найбільшу охарактеризування розрізу визначеннями пористості мають методи ГІС. Певні по ГІС величини Кп зіставляються з результатами аналізів керна. Пористість визначається для кожного прослоя. Для більш детальної оцінки пористості по пласту за середньозваженими Раченьем пористості по свердловинах для кожного продуктивного пласта будуються карти рівних значень пористості, які використовуються при підрахунку запасів. br/>
1.1.4 Коефіцієнт нефтенасищенності
Оцінка коефіцієнта нефтенасищенності проводиться двома способами: за результатами лабораторних досліджень зразків керна, виходячи з величини залишкової водонасиченому і за результатами інтерпретації ГІС. Дані керна за новими свердловинах дозволяють отримати актуальні петрофізичні залежності для кількісної інтерпретації матеріалів ГДС і визначити достовірні значення нефтенасищенності колекторів. p align="justify"> Значення нефтенасищенності визначається для кожного продуктивного прослоя. За цими даними для кожного пласта будуються карти рівних значень нефтенасищенності. br/>
1.1.5 Щільність нафти
Цей подсчетних параметр визначається за результатами дослідження поверхневих і глибинних проб нафт. В останньому випадку щільність дегазовано...
