Коэффициент нефте(газо) насыщенности

Аналогичная методика используется и для обоснования сред­них значений коэффициента нефте(газо) насыщенности. При взаим­ной коррелируемости К п.о и К н по каждому пластовому пересече­нию целесообразно при расчетах по геофизическим данным в каж­дом интервале определять значение коэффициента эффективной пористости К п.эф. Соответственно расчет нефте(газо) насыщенных объемов коллекторов в таких случаях ведется на основе этого па­раметра. Среднее значение К п.эф по скважине определяется взве­шиванием по толщине проницаемых пропластков, а среднее по за­лежи — путем взвешивания по площади при закономерном изме­нении этого параметра в ее пределах и взвешиванием по объему коллекторов—при наличии прямой или обратной корреляционной его связи с нефте(газо) насыщенной толщиной, т. е. на основе кар­ты (h н.эф К п.эф).

Пересчетный коэффициент и плотность нефти

в поверхностных условиях могут быть учтены двумя способами. При малом количестве данных и отсутствии закономерного изменениях этих пара­метров по площади залежи средние рассчитываются как средние арифметические. Если же установлено закономерное их измене­ние по площади залежи, то составляются карты каждого парамет­ра. Подсчет запасов ведется на их основе. Средние значения в этом случае рассчитываются как средневзвешенные по площади.

Начальное пластовое давление и пластовая температура

в га­зовых залежах рассчитываются по данным скважин с приведени­ем к уровню центра тяжести залежи.

Коэффициент сжимаемости

реальных газов Z определяется как среднее арифметическое из замеров по скважинам.