Безпосереднє визначення площі нафтогазоносності

Цей спосіб застосовується, якщо:

а) перспективна структура підготовлена сейсмічними методами на рівні продуктивного пласта (горизонту);

б) нафтогазоносний пласт на сусідніх покладах структурно-фаціальної зони не виклинювався і не заміщувався на всю товщину;

в) у межах структурно – фаціальної зони встановлена закономірна зміна відміток ГВК, (ГНК і ВНК) в певному напрямку.

При дотриманні цих умов складається карта зміни контактів, на якій в точці, що відповідає найбільш високій відмітці структури інтерполяцією визначається відмітка ВНК (ГВК). На цій відмітці на структурній карті побудованій за даними сейсморозвідки, проводиться зовнішній контур нафтогазоносності, який і обмежує передбачувану площу покладу.

Величина середньої ефективної нафтогазонасиченої товщини передбачуваного покладу при тих же умовах залежить також від типу покладу.

Якщо перспективна структура розміщена між розвіданими покладами пластового типу, то середнє значення параметру визначається шляхом інтерполяції між середніми значеннями ефективної нафтогазонасиченої товщини цих покладів. У тих випадках, коли перспективна структура розміщена за межами розвіданих ділянок структурно – фаціальної зони її середня нафтогазонасичена товщина визначаються шляхом екстраполяції середніх значень товщин розвіданих покладів.

На покладах масивного типу середнє значення ефективної нафтогазонасиченої товщини пласта необхідно визначити враховуючи співвідношення на сусідніх покладах структурно – фаціальної зони. Величина R на перспективній структурі визначається інтерполяцією, якщо вона розміщена між розвідувальними покладами і екстраполяцією, якщо вона знаходиться за межами розвіданих покладів, але розміщених в тій самій структурно – фаціальній зоні.

Середнє значення ефективної нафто-(газо)насиченої товщини масивного покладу передбачуваної перспективної структури буде рівним , де величина, яка визначається інтерполяцією або екстраполяцією. Площа – величина вже відома.