Условно будем считать, что пласт начинается и заканчивается проницаемыми пропластками.

Выполнение лабораторной работы:

При построении структурных карт рекомендуется пользоваться масштабом 1: 50000, при котором 1см соответствует 500 м.

Работа выполняется в порядке, определенном заданием.

1. Для построения структурной карты по кровле пласта (рис. 1.1) необходимо:

а) построить по заданным координатам (Х, У) на миллиметровой бумаге формата А3 план расположения скважин (графы 2, 3 таблицы 1.1). Для этого на миллиметровой бумаге выбирается исходная точка, через которую проводятся две оси: ось У на север и ось Х на восток, на осях строится сетка определенного масштаба. Поскольку все координаты устьев скважин положительные, то координаты устьев скважин У откладываются на север, а координаты Х – на восток, вправо.

б) на план расположения скважин нанести абсолютные отметки залегания кровли пласта в каждой скважине (графа 4 таблицы 1.1);

в) провести изогипсы кровли пласта методом треугольников с сечением изогипс 5м (например, 2000, 2005, 2010 м и т.д.) (рис. 1.1);

г) провести внешний контур нефтеносности по оконтуривающей изогипсе – 2034 м.

В нашем примере положение ВНК в целом по залежи соответствует абсолютной отметке – 2034 м (рис. 1.1).

2. Для построения структурной карты по подошве пласта (рис. 1.2) необходимо:

а) построить по заданным координатам (Х, У) на миллиметровой бумаге формата А3 план расположения скважин (графы 2, 3 таблицы 1.1). Для этого на миллиметровой бумаге выбирается исходная точка, через которую проводятся две оси: ось У на север и ось Х на восток, на осях строится сетка определенного масштаба. Поскольку все координаты устьев скважин положительные, то координаты устьев скважин У откладываются на север, а координаты Х – на восток, вправо.

б) на план расположения скважин нанести абсолютные отметки залегания подошвы пласта в каждой скважине (графа 5 таблицы 1.1);

в) провести изогипсы подошвы пласта методом треугольников с сечением изогипс 5м (например, 2000, 2005, 2010 м и т.д.) (рис. 1.2);

г) провести внутренний контур нефтеносности по оконтуривающей изогипсе – 2034 м.

В нашем примере положение ВНК в целом по залежи соответствует абсолютной отметке – 2034 м (рис. 1.2).

Рис. 1.2. Структурная карта по подошве пласта

Масштаб 1: 50000

3. Положение внешнего контура нефтеносности определить по структурной карте по кровле пласта. В качестве внешнего контура нефтеносности принимаем линию, которую проводим по абсолютной отметке, соответствующей принятому гипсометрическому положению ВНК (например, абсолютная отметка ВНК по залежи в целом -2034 м).

Положение внутреннего контура нефтеносности определить по структурной карте по подошве пласта. В качестве внутреннего контура нефтеносности принимаем линию, которую проводим по абсолютной отметке, соответствующей принятому гипсометрическому положению ВНК (например, абсолютная отметка ВНК по залежи в целом - 2034 м).