Оценка запасов ресурсов нефти и газа

Для залежей нефти, разрабатываемых в условиях режима растворённого газа В.С. Мелик -Пашаевым был предложен метод приближенного расчёта КИНа, который основан на балансе между первоначальным объемом газа, содержащегося в нефти и количеством газа, извлечённого в процессе разработки и оставшегося в недрах.

Для конечных условий на дату окончания разработки нефтяной залежи, коэффициент извлечения нефти может быть рассчитан по формуле:

где r_о - начальный газовый фактор при начальном давлении Р_о; r_к - конечный газовый фактор при конечном давлении Р_к; r_р - средний газовый фактор:



Этот метод применяется для приблизительной оценки КИНа, поскольку не учитывает условий разработки залежи, свойства нефти и г.п.

Более точно КИН при режиме растворенного газа может быть рассчитан по формуле Зиновьевой А.А

в_о, в_{к -} объемные коэффициенты при Р_о и Р_к; К_но, К_нк - коэффициенты нефтенасыщения породы коллектора при Р_о и Р_к.

Объемные коэффициенты определяются по результатам анализа глубинных проб в лабораториях и расчетным путем.

В данной методике учитываются только объем порового пространства, занятый нефтью. Водонасыщенность г.п. не учитывается, поскольку ее величина при разработке на режиме растворённого газа не изменяется, то есть К_но=1

Величина К_нк определяется как правило лабораторным путем по данным анализа керна и в зависимости от различных факторов. Величина К_н может меняться в значительных пределах. В США для определения КИНа в режиме растворённого газа используются специальные графики, составленные Уоллом, Мюлленсом, Эльфринком.

32 Объёмно-статистический вариант объёмного метода подсчёта запасов нефти; его сущность и условия применения

Этот вариант объемного метода применяется в тех случаях, когда отсутствуют достоверные данные о величинах нефтенасыщености и нефтеотдачи пласта коллектора. В отличие от других параметров коэффициенты К_по и К_н определяются на новых залежах со значительными трудностями, поэтому здесь при условии сходства с уже выработанной залежью используют коэффициент использования объема пор.

В этом случае подсчёт запасов проводится в два этапа

1. по выработанной залежи определяется

2. по новой залежи формула подсчёта запасов имеет следующий вид:

33. Сущность и условия применения метода материального баланса для подсчёта запасов нефти. Обобщение формулы М.А. Жданова и Ф.А. Гришина. Характеристика параметров, входящих в уравнение материального баланса и способы их определения

Этот метод в отличие от объемного является динамическим и позволяет учитывать процесс разработки залежи во всем многообразии его особенностей.

Применительно к залежам нефти количество углеводородов, находящихся в залежи до начала ее разработки, будет равно количеству извлекаемых углеводородов на дату подсчёта запасов плюс количество углеводородов, оставшихся в залежи.

В зависимости от сложности природного резервуара, геолого-физических особенностей залежи могут использоваться различные формулы, среди которых наибольшее использование в практике подсчёта запасов получила обобщенная формула М.А Жданова, дополненная Ф.А. Гришиным (см табл)

Qг=

Метод материального баланса может быть применен только при изменении Р_пл в процессе разработки залежи, наибольшее затруднение вызывает определение W.

где Q_но -- геологические запасы нефти в стандартных условиях, м³; - накопленная добыча нефти на дату расчета, м³; r₀ -- растворимость газа в нефти при начальном давлении (P₀), м³/м³; r_p -- средний газовый фактор (отношение накопленной добычи газа к накопленной добыче нефти , на дату расчета) в стандартных условиях, м³/м³; ?₀ и ? -- объемные коэффициенты пластового газа, соответствующие начальному (Р₀) и текущему (на дату расчета (Р)) давлению; в₀ - объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р_о; в₁ - двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси (пластовая нефть и газ), в₁= в +(r₀- r) *?, где в - объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р; r -- растворимость газа в нефти при давлении Р, м³/м³; ? -- объемный коэффициент пластовой воды при давлении Р; W -- объем вошедшей в залежь воды на дату расчета в стандартных условиях, м³; ?_i - объем закачанной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м³; ? - объем накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях, м³; g_i - объем закачанного в залежь газа на дату расчета в стандартных условиях, м³; ? - отношение объема пор, занятых на дату расчета газовой шапкой, к объему пор, занятых нефтью; k_в - коэффициент водонасыщенности, доли единицы; ?_п и ?_в - коэффициенты сжимаемости породы и связанной воды, мПа^-1; ?? - величина снижения пластового давления, ??=Р₀-Р.

При упруговодонапорном режиме, когда газовый фактор во времени не изменяется и соответствует растворимости газа в нефти (r_p = r₀ = r), в₁ = в, газовая шапка отсутствует (? = 0), закачка воды и газа не производится (?_i=0, g_i=0), влияние упругих сил связанной воды ничтожно мало и им можно пренебречь, приняв k_в = 0 и ?_в = 0, уравнение (1.1) принимает вид:

Qно=	(1.2)

Поскольку упруговодонапорный режим существует лишь при условии Р > Р_нас, объемные коэффициенты в₀ и в могут быть выражены через объемный коэффициент нефти при давлении насыщения (в_нас):

в₀ = в_нас[1- ?_н(Р₀-Р_нас)], (1.3)

в = в_нас[1- ?_н(Р-Р_нас)], (1.4)

где ?_н- коэффициент сжимаемости нефти, мПа^-1.

Тогда уравнение (1.2) приобретает вид:

Qно =	(1.5)

При замкнуто-упругом режиме внедрение пластовых вод в пределы залежи не происходит, величина (W - ?)? = 0 и ею можно пренебречь. Тогда уравнение (1.5) упрощается;

Qно=	(1.6)

34. Выбор варианта уравнения материального баланса в зависимости от режима работы нефтяной залежи и особенностей её геологического строения

В зависимости от особенностей геологического строения залежей и режима их работы может быть составлен ряд различных уравнений материального баланса.

Уравнение, наиболее полно аппроксимирующее динамическую модель залежи, получено Ф.А. Гришиным (1.1):

Qно=	(1.1)

где Q_но -- геологические запасы нефти в стандартных условиях, м³; - накопленная добыча нефти на дату расчета, м³; r₀ -- растворимость газа в нефти при начальном давлении (P₀), м³/м³; r_p -- средний газовый фактор (отношение накопленной добычи газа к накопленной добыче нефти , на дату расчета) в стандартных условиях, м³/м³; ?₀ и ? -- объемные коэффициенты пластового газа, соответствующие начальному (Р₀) и текущему (на дату расчета (Р)) давлению; в₀ - объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р_о; в₁ - двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси (пластовая нефть и газ), в₁= в +(r₀- r) *?, где в - объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р; r -- растворимость газа в нефти при давлении Р, м³/м³; ? -- объемный коэффициент пластовой воды при давлении Р; W -- объем вошедшей в залежь воды на дату расчета в стандартных условиях, м³; ?_i - объем закачанной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м³; ? - объем накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях, м³; g_i - объем закачанного в залежь газа на дату расчета в стандартных условиях, м³; ? - отношение объема пор, занятых на дату расчета газовой шапкой, к объему пор, занятых нефтью; k_в - коэффициент водонасыщенности, доли единицы; ?_п и ?_в - коэффициенты сжимаемости породы и связанной воды, мПа^-1; ?? - величина снижения пластового давления, ??=Р₀-Р.

При упруговодонапорном режиме, когда газовый фактор во времени не изменяется и соответствует растворимости газа в нефти (r_p = r₀ = r), в₁ = в, газовая шапка отсутствует (? = 0), закачка воды и газа не производится (?_i=0, g_i=0), влияние упругих сил связанной воды ничтожно мало и им можно пренебречь, приняв k_в = 0 и ?_в = 0, уравнение (1.1) принимает вид:

Q_но= (1.2)

Поскольку упруговодонапорный режим существует лишь при условии Р > Р_нас, объемные коэффициенты в₀ и в могут быть выражены через объемный коэффициент нефти при давлении насыщения (в_нас):

в0 = внас[1- ?н(Р0-Рнас)],	(1.3)
в = внас[1- ?н(Р-Рнас)],	(1.4)

где ?_н- коэффициент сжимаемости нефти, мПа^-1.

Тогда уравнение (1.2) приобретает вид:

Qно =	(1.5)

При замкнуто-упругом режиме внедрение пластовых вод в пределы залежи не происходит, величина (W - ?)? = 0 и ею можно пренебречь. Тогда уравнение (1.5) упрощается;

Qно=	(1.6)

35. Определение количества вошедшей в залежь воды при подсчёте запасов нефти методом материального баланса (способ М.А. Жданова)

Способ М.А Жданова основан на использовании формулы объемного метода подсчёта запасов нефти и применяется для определения заводнённого объема залежи:

0,8 - эмпирический коэффициент.

Считается, что из заводняемого объема в процессе разработки будет извлечено 80 % нефти и только 20 % освобождённого объема будет заполнено вторгшейся в пределы залежи водой. Коэффициент 0,8 слабо обоснован.

Этот способ не может быть использован в начале разработки залежи нефти.

Метод является разновидностью объемного метода и не является по своей сути динамическим методом, поэтому теряется преимущество метода материального баланса.

Условия работы залежи при упругом и замкнутом режиме могут быть выражены:

1.

2. .

36. Подсчёт запасов нефти в условиях упруговодонапорного режима графо-аналитическим способом метода материального баланса

В зависимости от особенностей геологического строения залежей и режима их работы может быть составлен ряд различных уравнений материального баланса.

Уравнение, наиболее полно аппроксимирующее динамическую модель залежи, получено Ф.А. Гришиным [1] (1.1):

Q_но= (1.1)

где Q_но -- геологические запасы нефти в стандартных условиях, м³; - накопленная добыча нефти на дату расчета, м³; r₀ -- растворимость газа в нефти при начальном давлении (P₀), м³/м³; r_p -- средний газовый фактор (отношение накопленной добычи газа к накопленной добыче нефти , на дату расчета) в стандартных условиях, м³/м³; ?₀ и ? -- объемные коэффициенты пластового газа, соответствующие начальному (Р₀) и текущему (на дату расчета (Р)) давлению; в₀ - объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р_о; в₁ - двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси (пластовая нефть и газ), в₁= в +(r₀- r) *?, где в - объемный коэффициент пластовой нефти при давлении Р; r -- растворимость газа в нефти при давлении Р, м³/м³; ? -- объемный коэффициент пластовой воды при давлении Р; W -- объем вошедшей в залежь воды на дату расчета в стандартных условиях, м³; ?_i - объем закачанной в пласт воды на дату расчета в стандартных условиях, м³; ? - объем накопленной добычи воды на дату расчета в стандартных условиях, м³; g_i - объем закачанного в залежь газа на дату расчета в стандартных условиях, м³; ? - отношение объема пор, занятых на дату расчета газовой шапкой, к объему пор, занятых нефтью; k_в - коэффициент водонасыщенности, доли единицы; ?_п и ?_в - коэффициенты сжимаемости породы и связанной воды, мПа^-1; ?? - величина снижения пластового давления, ??=Р₀-Р.

При упруговодонапорном режиме, когда газовый фактор во времени не изменяется и соответствует растворимости газа в нефти (r_p = r₀ = r), в₁ = в, газовая шапка отсутствует (? = 0), закачка воды и газа не производится (?_i=0, g_i=0), влияние упругих сил связанной воды ничтожно мало и им можно пренебречь, приняв k_в = 0 и ?_в = 0, уравнение (1.1) принимает вид:

Q_но= (1.2)

Поскольку упруговодонапорный режим существует лишь при условии Р > Р_нас, объемные коэффициенты в₀ и в могут быть выражены через объемный коэффициент нефти при давлении насыщения (в_нас):

в0 = внас[1- ?н(Р0-Рнас)],	(1.3)
в = внас[1- ?н(Р-Рнас)],	(1.4)

где ?_н- коэффициент сжимаемости нефти, мПа^-1.

Тогда уравнение (1.2) приобретает вид:

Qно =	(1.5)

37. Подсчёт извлекаемых запасов нефти при режиме растворённого газа методом вероятной производительности скважин

Для таких залежей характерным является снижение во времени дебита скважин и добычи на завершающей стадии разработки. Для характеристики снижения добычи во время разработки используется три основных типа модели:

1. Вероятностная кривая производительности скважин;

2. Кривая снижения добычи во времени;

3. Кумулятивная кривая накопленной добычи

В основе метода лежит закон одинаковых предположений. Был предложен в 1918 г.Льюисом и Биллом (США);, а в 1923 г. теоретически обоснован Лейбензоном.

Согласно этому закону, если 2 скв. имеют одинаковую добычу в течении 1-2 лет, то и в дальнейшем их дебиты будут снижаться одинаково. При этом высоко продуктивные скважины снижают дебит q быстрее, чем скважины с меньшим q.

Метод основан на том, что коэффициент падения дебита, вычисленный по данным предшествующего этапа работы скважин. Сохраняет своё значение в течение всего оставшегося периода разработки залежи.

Информацией для подсчета являются сведения о среднесуточные дебитах скважин q, вычисленных за последних 2-3 года эксплуатации.

Если в скважине нарушались естественные условия эксплуатации, то она из расчёта исключается.

Подсчёт запасов проводится в 2 этапа.

1. На первом этапе по фактическим данным составляется корреляционная таблица, с помощью которой осуществляют сопоставление предыдущих и последующих дебитов скважин.

С помощью таблицы строится кривая вероятной производительности скважин.

На кривой выделяют участники с близкими коэффициентами падения дебита (I, II, III), соответственно выделяют группы скважин с различными коэффициентами падения дебита.

2. На втором этапе определяется остаточные извлекаемые запасы нефти

Для каждой из выделенной групп скважин рассчитываются остаточные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину данной группы, которые рассчитываются по зависимости:

q_i - средний входящий дебит для данной группы; q_i+1 - конечный дебит скважин (для III группы по графику он равен экономически рентабельному, т.е. от 0,05 до 0,1 т/сут), K_пад - коэффициент падения для данной группы скважин.

Далее определяют

Q_{н остат. извл.грj}=nK_э30,

где n - количество скважин; 30 - среднее количество суток в месяце; K_э - коэффициент эксплуатации:

K_э=Т_{работы скв}/Т_{календарн,}

Общий остаточный запас составит:

Q_{н остат. извл.зап}=Q_{н.ост.извл.грj}.

где N - количество групп.

Начальные извлекаемые запасы составят:

Q_{н о. извл}=Q_н + Q_{н.остат.извл.зап.}..

38. Подсчёт остаточных извлекаемых запасов нефти в сильно обводненных залежах, работающих в условиях водонапорного режима

При разработке залежи нефти в условиях водонапорного режима, запас пластовой энергии не меняется до конца разработки залежи. При этом происходит перемещение ВНК и обводнение скважин, особенно на поздних стадиях разработки. В этих случаях для подсчёта извлекаемых запасов нефти используются параметры, характеризующие процесс вытеснения нефти водой (накопленная добыча жидкости, , обводнённость, содержание нефти в добываемой продукции.

Метод С.Н. Назарова-Н.В.Сипачёва. Основан на использовании зависимости между накопленной добычей нефти и ,:

=f(,)

>55%

a и c - определяются методом наименьших квадратов

При бесконечной промывке залежи водой можно определить начальные запасы нефти:

.

Определённые запасы являются потенциальными извлекаемыми запасами.

39. Объёмный метод подсчёта запасов свободного газа. Сущность метода и условия его применения. Способы обоснования параметров, входящих в формулу подсчёта запасов

Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и в газовых шапках.

В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи, кроме объема порового пространства, зависит от размеров пластового давления, от пластовой температуры, от физических свойств и химического состава самого газа. При расчете используют сведения, полученные при разведке и пробной эксплуатации.

Для подсчета запасов свободного газа применяют формулу:

;

где V _гo - начальные геологические запасы свободного газа, тыс. м³;

F_зал - площадь газоносности, тыс. м²;

h _эфг - средневзвешенная газонасыщенная толщина, м;

k _{п о} - коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k _г - коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

К _p - коэффициент барический (поправка на давление), доли ед.;

К _t - коэффициент термический, доли ед.;

К _p вводится с целью учёта изменения объёма газа, находящегося в пластовых условиях к его объёму в стандартных условиях:

;	(6.5)
,	(6.7)

Р _о - начальное пластовое давление в залежи, МПа;

? _о - соответствующая давлению Р _о поправка на сжимаемость газа, доли ед.; ? _о = 1 / Z _о;

Р_к - остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа;

?_к - соответствующая давлению Р_к поправка на сжимаемость газа, доли ед. ?_к = 1 / Z_к;

Р _{с т} - стандартное давление, равное 0,1 МПа;

Т _о - абсолютная температура, равная 273 К;

t _{с т} - стандартная температура, равная 20^ОС;

t _{п л} - температура пласта, ^ОС.

Произведение F^. h _г^. k _{п о}^. k _г равно объему пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных свободным газом.

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (её части), к стандартным условиям используется произведение барического К _p и термического К _t коэффициентов

Величина начальных извлекаемых запасов рассчитывается по зависимости

где ? - коэффициент извлечения газа, близок к единице.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности

40. Подсчёт запасов свободного газа по падению пластового давления. Сущность метода и условия его применения

Метод является динамическим, применяется для подсчёта извлекаемых запасов газа, работающих в условиях газового режима.

Метод основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления в залежи.

Считается, что для газовых залежей эта зависимость постоянна во времени, т.е. количество газа, добываемого при снижении пластового давления на 0,1 МПа, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:

где V₂ и V₁ - добытое количество газа соответственно на вторую и первую даты; Рг₁ и Рг₂ - соответствующие на эти даты пластовые давления в залежи; ?₁ и ?₂ - поправки на сжимаемость газа при давлениях соответственно Р₁ и Р₂.

Если в дальнейшем подобное условие будет соблюдаться, то общие запасы извлекаемого газа будут определяться по следующей формуле:

.

Остаточные извлекаемые запасы

.

Общие запасы определяются по формуле

.

где Р_к - остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа; ? _к - соответствующая давлению Р _к поправка на сжимаемость газа, доли ед. ? _{к т} = 1 / Z _к.

Значения Р_к получают по зависимости:

,

где Н_кп - глубина кровли пласта в скважине, см; ? _г - относительная плотность газа по воздуху.

Основные ошибки в точности определения запасов данным методом связаны с точностью замера P_пл и с точностью определения Р_{пл ср} по залежи.

P_пл систематически должно замеряться на устье остановленных скважин на устье высокоточными манометрами.

41. Способы расчёта геологических и извлекаемых запасов газа, растворённого в нефти

Начальные геологические запасы газа Q_н.г., растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным геологические запасам нефти Q_н.н. и начальному газосодержанию Г_о, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

	(10.1)

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q_г.и. оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и начальным газосодержанием:

	(10.2)

42. Подсчёт геологических запасов содержащихся в пластовом газе этана, пропана и бутанов

Подсчёт запасов этих компонентов осуществляется в случаях:

1. Если природный газ содержит не менее 3 % этана, а запасы газа разведанные составляют более 10 млрд м³. Указанная концентрация этана - минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения его из природного газа.

2. Если на изученном месторождении кроме основной залежи с кондиционным содержанием этана имеются другие залежи, по которым содержание этана составляет не менее 2,5 %.

3. Если в пластовом газе содержатся кислые компоненты (CО₂ и Н₂s) в количестве > 50 % и содержит этана не менее 1,5 %.

Запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются в тыс.т.

Подсчёт ведётся по данным о содержании потенциальных компонентов в составе пластового газа.

	(19.1)

где П_с2с3с4 - потенциальное содержание этих компонентов в г/м³ в составе пластового газа. Определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе у_с1с2с3 /100 на его плотность ?_с2с3с4 при 0,1 МПа и 20°С :

	(19.2)

?_с2 =1251 г/м³; ?_с3=1834 г/м³; ?_с4 =2418 г/м³.

43. Подсчёт геологических запасов содержащихся в пластовом газе сероводорода, газовой серы, углекислого газа, азота, гелия и аргона

Подсчёт запасов газовой серы

Предварительно необходимо определить запасы содержащегося в газе Н₂s.

Далее рассчитывается соотношение между атомной массой серы и молекулярной массой Н₂s.

(19.3)

? _Н2s =1431 г/м³

Геологические запасы газовой серы в тыс. т определяются умножением запасов сероводорода на Отношение атомной массы серы А_s к молекулярной массе сероводорода M_Н2S постоянная величина, которая равна 0,94.

Запасы Н₂s и газовой серы рассчитываются в тыс.т.

Подсчёт запасов CО₂, азота, гелия и аргона

Геологические запасы углекислого газа и азота получают путем умножения геологических запасов пластового газа в млн. м³ на долю компонента в его составе:

Аналогично получают и геологические запасы гелия и аргона в тыс. м³.

44. Оценка перспективных ресурсов нефти и газа с использованием коэффициента соответствия структур (коэффициента заполнения ловушки)

Подсчёт перспективных ресурсов производится по новым структурам, невскрытых бурением. Ресурсы подсчитываются объёмным методом.

Площадь залежи рассчитывается с помощью коэффициента соответствия структур:

,

где F - площадь залежи; S - площадь структуры по залежи по замкнутой изогипсе ОМГ (отражающий маркирующий горизонт).

Если в пределах структуры имеется несколько продуктивных пластов, то для расчёта коэффициента соответствия используется среднее значение:

Для подсчёта ресурсов по новым структурам используется средние значения коэффициента соответствия для каждого продуктивного пласта в пределах всей структурно-фациальной зоны:

,

где f_i - площади залежей (А, В, С₁, С₂); S_i - суммарная площадь всей поднятий по отражающему маркирующему горизонту (в т.ч. и пустых).

Подсчёт запасов осуществляется с помощью зависимости:

Qно = SRсрhэфнКпоКнн,
;

45. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа на осредненную структуру

Обязательным условием применения метода является геотектоническая единенность сравниваемых территорий. Способность прогноза на осредненную структуру целесообразно применять математические модели. Метод применим для оценки прогнозных ресурсов углеводородов, связанных только с антиклинальными поднятиями и не учитывает ресурсов, приуроченных к ловушкам неантиклинального типа.

,

где Q_оц - прогнозные ресурсы; N_оц - число подготовленных и выявленных структур на оцениваемом участке; q_эт.стр. - средние запасы углеводородов, приходящиеся на одну структуру в пределах эталонного участка:

;

К_достов - ресурсов С₃ на эталонах:

;

Q_C3 - ресурсы тех же объектов, проверенных бурением.

46. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа по отдельным плотностям запасов

Суть - сравнение эталонных и оценочных участков по совокупности критериев нефтегазоносности и перенос плотностей запасов по площади или по объему пород с эталонного участка на сходный или оценочный.

,

где ?_эт - удельная плотность запасов по S_эт по исследуемому горизонту, ?Q_эт - запасы категории (А, В, С₁, С₂, С₃)+?Q,

тогда

;
.

В зависимости от степени изученности оценочных участков эти параметры определяются по данным бурения отдельных параметрических скважин и региональных геофизических исследований.

Допустимые пределы К_ан меняются от 0,5 до 2. Параметры эталона несоответствующие этому интервалу переносить на оценочный участок нельзя.

Иногда использут этот метод и для определения площади и объема пород-коллекторов.

Размещено на Allbest.ru